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Université d’Antananarivo
Ecole Supérieure Polytechnique
Département Ingénierie Pétrolière
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme d’Ingénieur Pétrolier
Présenté par: RATIARISON Mamy Hubert Lucas
Encadreurs: Dr RAHARIJAONA Tovo Robin, Maître de Conférence à l’ESPA
Mr BOUTICOURT Frédéric, Geologist Supervisor, Madagascar Oil SA
07 Octobre 2014
Présenté par: RATIARISON Mamy Hubert Lucas
Président: Pr ANDRIANARY Philippe Antoine, Professeur Titulaire à l’ESPA
Encadreurs: Dr RAHARIJAONA Tovo Robin, Maître de Conférence à l’ESPA
Mr BOUTICOURT Frédéric, Geologist Supervisor, Madagascar Oil S.A
Examinateurs: Dr. R.S.TRIJANA Kartoatmodjo, Université TRISAKTI
Pr Lala ANDRIANAIVO, Professeur Titulaire à l’ESPA
Université d’Antananarivo
Ecole Supérieure Polytechnique
Département Ingénierie Pétrolière
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme d’Ingénieur Pétrolier
October 7, 2014
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
i
REMERCIEMENT
La finalité de ce projet n’est jamais le travail d’une seule personne. Tout d’abord je tiens à
remercier Dieu tout puissant de m’avoir donné la force pour la réalisation de ce mémoire.
Je voudrais exprimer ma gratitude à l’égard de:
Monsieur ANDRIANARY Philippe Antoine, Directeur de l’Ecole Supérieure Polytechnique
d’Antananarivo, qui m’a autorisé à soutenir ce mémoire et qui préside cette soutenance;
Monsieur RAHARIJAONA Tovo Robin, enseignant à l’Ecole Supérieure Polytechnique
d’Antananarivo ; et Monsieur BOUTICOURT Frédéric, Geologist Supervisor à Madagascar Oil
S.A qui m’ont dirigé, soutenu et encadré pédagogiquement et qui ont voulu partager leurs
expériences tout au long de la réalisation de ce mémoire malgré leurs multiples occupations;
Pr ANDRIANAIVO Lala et Dr. R.S.TRIJANA Kartoatmodjo, les membres de jury qui ont bien
voulu apporter leurs remarques et critiques constructifs pour ce travail.
Mr AHMED Stewart, General Manager de Madagascar Oil S.A de m’avoir offert deux mois de
stage au sein de l’entreprise
Tout le corps enseignant qui a patiemment contribué à ma formation ;
Enfin, je ne saurais oublier ma famille pour leur soutien moral et financier ; les amis pour
leurs appuis et collaborations durant les études et tous ceux qui ont de près ou de loin contribué à
l’élaboration de ce mémoire, je vous adresse mes vifs remerciements.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
ii
SOMMAIRE
REMERCIEMENT .................................................................................................................................................. i
SOMMAIRE ............................................................................................................................................................. ii
LISTE DES ABREVIATIONS ............................................................................................................................ iii
LISTE DES TABLEAUX ...................................................................................................................................... v
LISTE DES FIGURES .......................................................................................................................................... vi
INTRODUCTION ................................................................................................................................................... 1
Partie 1: GENERALITE SUR LA ZONE D’ETUDES .................................................................................. 2
Chapitre I: Monographie de Tsimiroro ................................................................................................. 3
Chapitre II: Caratéristiques du reservoir de Tsimiroro .............................................................. 13
Partie 2: GENERALITE SUR L’HUILE LOURDE .................................................................................... 24
Chapitre III: Caractéristiques de l’Huile Lourde ............................................................................ 25
Chapitre IV: Géochimie de l’Huile Lourde ......................................................................................... 40
Chapitre V: Etude Analogue: Peace River ......................................................................................... 49
Partie 3: ANALYSES GEOCHIMIQUES DE TSIMIRORO ..................................................................... 54
Chapitre VI: Méthodologie & Résultat de Laboratoires .............................................................. 55
Chapitre VII: Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile Lourde à
Tsimiroro ........................................................................................................................................................ 60
CONCLUSION ..................................................................................................................................................... 79
REFERENCES ..................................................................................................................................................... 80
ANNEXES .............................................................................................................................................................. vii
TABLE DES MATIERES .................................................................................................................................. 82
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
iii
LISTE DES ABREVIATIONS
API: American Petroleum Institute
atm: Atmosphère
CHOPS: Cold Heavy Oil Production with Sand
cm: Centimètre
cp: Centipoise
Cu.m/s: Cubic meter per second
CV: Canonical Variable
GC: Gas Chromatography
ISF: Injection well Steam Flood
K: Permeabilité
km2: kilometer carré
L: Longueur
m/z: Mass-to-charge
MS: Mass Spectrometry
MDBT: Methyl-dibenzothiophene
MD: Measured Depth
MAH: Monocyclic Aromatic Hydrocarbon
μ: Viscosité
NSO: Nitrogène, Sulphur and Oxygène
PAH: Polycyclic Aromatic Hydrocarbon
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
iv
P: Pressure
Φ: Porosity
ppm: Parts Per Million
PSF: Production well Steam Flood
PyGC: Pyrolisis-Gas Chromatography
Q: Flow Rate
SAGD: Steam Assisted Gravity Drainage
SARA: Saturate, Aromatic, Resin and Asphalthene
SFP: Steam Flood Pilot
SS: Sandstone
δ13Csat: Saturate Carbon 13 isotope
δ13Caro: Aromatic Carbon 13 isotope
TD: True Depth
TOC: Total Organic Carbon
TTZ: Top Transition Zone
VRo: Vitrinite Reflectance
%WT: Weight Percent
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
v
LISTE DES TABLEAUX
Tableau 1: Répartition de la pluviométrie annuelle dans la région de la zone d’étude ....... 5
Table 2: Répartition de la température annuelle moyenne ............................................................. 5
Table 3: Répartition des différents écosystèmes sur la zone d’étude .......................................... 8
Table 4: Variation des propriétés de l’huile avec le degré de biodégradation ...................... 27
Table 5: Diagramme de Fluorescence ..................................................................................................... 47
Table 6: Densité API dans le SFP ............................................................................................................... 55
Table 7: Données de composition de l’huile et de l’isotope de carbone dans les puits du
SFP .......................................................................................................................................................................... 56
Table 8: Taux des SARA à l’intérieur et autour du SFP .................................................................... 56
Table 9: Variation des SARA avec la profondeur dans le puits TW2 ......................................... 57
Table 10: Variation des SARA avec la profondeur dans le puits TF5 ........................................ 57
Table 11: Résumé des propriétés d’huile dans les puits de Tsimiroro .................................... 59
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
vi
LISTE DES FIGURES
Figure 1: Localisation de Tsimiroro ............................................................................................................ 4
Figure 2: Réseau Hydrographique de la zone d’étude ........................................................................ 7
Figure 3: Surface geologique du Bloc 3104 .......................................................................................... 13
Figure 4: Stratigraphie régionale du bassin de Morondava .......................................................... 14
Figure 5: Stratigraphie de Isalo II à Tsimiroro .................................................................................... 15
Figure 6: SFP Amboloando subdivision ................................................................................................. 16
Figure 7: Une pièce de roche sédimentaire poreuse ........................................................................ 20
Figure 8: Perméabilité de deux matériaux ............................................................................................ 21
Figure 9: Distribution des saturations en fluide dans un échantillon de roche réservoir 23
Figure 10: Huile Lourde ................................................................................................................................ 29
Figure 11: Relation entre viscosité et température .......................................................................... 30
Figure 12: Densités et viscosités d’hydrocarbures et d’autres liquides ................................... 31
Figure 13: Saturés ............................................................................................................................................ 33
Figure 14: Exemples d’aromatiques ........................................................................................................ 33
Figure 15: Asphalthènes et Résines ......................................................................................................... 34
Figure 16: Molécule possible de l’asphalthène ................................................................................... 35
Figure 17: Example of naphtenes ............................................................................................................. 36
Figure 18: Acides sulfuriques ..................................................................................................................... 37
Figure 19: Composés non-acidiques du soufres ................................................................................. 37
Figure 20: Nitrogène ....................................................................................................................................... 38
Figure 21: Composés Oxygénés Acides .................................................................................................. 39
Figure 22: Composés Oxygénés Non-Acide .......................................................................................... 39
Figure 23: Chromatogramme Type .......................................................................................................... 43
Figure 24: Hydromètre .................................................................................................................................. 46
Figure 25: Appareil Dean Stark .................................................................................................................. 47
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
vii
Figure 26: Variation de l’API à Peace River .......................................................................................... 49
Figure 27: m/z 105 et m/z 231 chromatogrammes de masse montrant l’alcylbenzènes et
du distribution de la triaromatique steroïde ....................................................................................... 51
Figure 28: Variations Compositionnelles de la colonne .................................................................. 52
Figure 29: Abondance de chaque Molécule dans le puits A .......................................................... 53
Figure 30: Variation de l’API dans le bloc 3104 .................................................................................. 60
Figure 31: Carte de densité à Tsimiroro ................................................................................................ 62
Figure 32: Projection de l’isotope de carbone ..................................................................................... 63
Figure 33: Variation Latérale des taux de SARA dans le SFP ........................................................ 65
Figure 34: Lateral variation of SARA content around the SFP ..................................................... 66
Figure 35: Diagramme Ternaire de la formation Ankaramenabe .............................................. 67
Figure 36: Distribution des SARA dans la formation Ankaramenabe ....................................... 68
Figure 37: Diagramme ternaire d’Amboloando .................................................................................. 69
Figure 38: Amboloando Saturation en huile > 60%.................................................................70
Figure 39: Amboloando Saturation en huile < 40%.......................................................................... 71
Figure 40: SAT/NSO+ASPH Distribution Spatiale ............................................................................. 72
Figure 41: Variation Verticale dans le puits T0-1 .............................................................................. 73
Figure 42: Log des Qualités d’huiles dans l’OBSF5 ............................................................................ 74
Figure 43: Variation des SARA dans le TF5 avec la profondeur .................................................. 75
Figure 44: Variation des SARA dans le puits TW2 avec la profondeur .................................... 76
Figure 45: Saturation en huile de plusieurs puits. ............................................................................. 78
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
1
INTRODUCTION
Dans l’industrie pétrolière, la géochimie est utilisée comme outil d’exploration. La géochimie
est aussi une science qui utilise les outils et principes de la chimie pour expliquer les mécanismes
géologiques comme la croûte terrestre et les océans.
Dans d’autres mots, la géochimie pétrolière est l’application de la chimie pour étudier
l’origine, la migration, l’accumulation et altération de l’huile. Pour trouver plus d’huile et de gaz,
nombreux méthodes géochimiques sont utilisés.
Le but de ce mémoire est de présenter les variations géochimiques latérales et verticales de
l’huile lourde à Tsimiroro. Toutefois, la biodégration est la principale cause qui affecte ces variations
latérales et verticales. La biodégradation affecte les propriétés de l’huile comme les composés
chimiques, la densité API, la viscosité et la saturation.
Pour ceux, le titre de ce mémoire est: « Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’huile
lourde à Tsimiroro », qui est divisé en trois parties :
Généralité sur la zone d’études;
Généralité sur l’huile lourde;
Analyses Géochimiques de Tsimiroro.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
2
Partie 1: GENERALITE SUR LA
ZONE D’ETUDES
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
3
Chapitre I: Monographie de Tsimiroro
I.1 Localisation de Tsimiroro
Tsimiroro est le nom d’un grand gisement d’huile lourde dans le bassin sédimentaire de
Morondava, au sud de Bemolanga et de Morafenobe. Le présent projet est dans le bloc 3104 de
Tsimiroro, trouvé au nord-ouest de Madagascar et approximativement à 100 km ouest de la côte de
Madagascar. Ce projet est aussi localisé dans la région de Menabe, District de Miandrivazo. Ce bloc
couvre la superficie totale de 6670km². La délinéation précise de la zone d’étude est illustrée sur la
Figure 1. [1]
La Figure 1 montre la localisation du bloc 3104 de Tsimiroro.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
4
Figure 1: Localisation de Tsimiroro
Madagascar Oil S.A
Block 3104
Capitale
Principaux Villes
Villes
Autres
Route National
Route Municipal
Route Provinciale
Source:
Madagascar Oil
Etude d’impact
Environnemental de
Tsimiroro BD 500 FTM
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
5
I.2 Environnement Physique
[1]
I.2.1. Climat
La zone d’étude appartient à la région climatique subhumide. Compte tenu de
l’indisponibilité de données précises concernant la zone touchée par le projet, les données
climatiques présentées ci-après concernent les zones les plus proches (de même domaine
climatique) sur lesquelles des données climatiques fiables sont disponibles à ce jour.
I.2.1.1. Précipitation
Les précipitations annuelles varient entre 1 300 mm et 1 800 mm. La saison des pluies est
concentrée sur environ 5 mois, de novembre à mars, dans les meilleures conditions. Le tableau 1
présente la répartition mensuelle des précipitations. La pluviométrie est maximale en janvier et
minimale en juin-juillet. Les précipitions en 24 heures décennales se situent entre 150 et 200 mm.
Tableau 1: Répartition de la pluviométrie annuelle dans la région de la zone d’étude
Source: Monographie regional de Menabe, 2003
I.2.1.2. Températures
Il s’agit d’une région chaude. Les températures les plus élevées correspondent à la période
pluvieuse la plus intense. La température varie entre 16 et 34°C. La moyenne la plus basse se situe au
mois de juillet (23.4°C), la moyenne la plus élevée au mois de novembre (27.9°C). Le Tableau 2
présente les températures moyennes enregistrées :
Mois J F M A M J J A S O N D
Tmax (°C) 31.8 32.1 32.3 33.1 31.8 30.6 30.6 31.6 33.4 34.3 34.1 33.0
Tmin (°C) 22.2 22.3 22.1 21.4 18.6 16.3 16.1 17.3 18.9 20.7 21.7 22.1
T (°C) 27.0 27.2 27.2 27.3 25.2 23.5 23.4 24.5 26.2 27.1 27.9 27.6
Table 2: Répartition de la température annuelle moyenne
Source: Monographie regional de Menabe, 2003
Mois J F M A M J J A S O N D
Précipitation (mm) 494 348 320 69 7 3 6 10 21 61 162 288
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
6
I.2.1.3. Vents et Cyclones
Située dans la région occidentale du pays, la zone d’étude est sous l’influence du vent chaud
de mousson apportant des pluies abondantes en été ; par contre, en hiver il fait sec. Le vent marin
chargé d'humidité souffle vers l'intérieur de la terre, et est arrêté par le massif du Bongolava, à l'Est
de la région. Ceci explique l'humidité optimale plus ou moins persistante de l'Ouest de la région bien
qu’elle soit dans le domaine du semi-aride. D’autre part, le climat du pays étant dominé par l’alizé du
sud-est, cette région occidentale est « sous le vent » de par l’existence du plateau massif dans le
centre de l’île. Ainsi, pendant la saison humide prédominent des vents d’ouest/nord-ouest
(mousson), porteurs de pluie ; pendant la saison sèche, c’est un régime de vents d’est (alizés).
I.2.2. Hydrologie et Hydrographie de Tsimiroro
I.2.2.1. Au Niveau Régional
La région est riche en cours d’eau. Le régime hydrologique est annuellement bien alimenté
faisant de la région un capital en eau inestimable. Dans cette région, les principaux cours d’eau sont :
le Manambaho, le Manambolomaty et le Mananambolo. Outre les fleuves et rivières qui
caractérisent la région, il faut noter aussi la présence de nombreux lacs et étangs, notamment aux
environs de Betsipolitra et d’Ankavandra.
I.2.2.2. Réseau Hydrographique de la zone d’étude
La zone du projet est traversée par la rivière Manambolomaty et le fleuve Manambolo. Le
fleuve Manambolo prend ses sources sur les hautes terres, sur le socle cristallin ancien du Bongolava,
et suit une direction générale Est – Ouest. Sur le massif de Bongolava, le fleuve suit une direction
cataclinale Est-Ouest. Sa direction générale devient orthoclinale Nord – Sud, au niveau de la
dépression de Betsiriry, où il est rejoint en rive droite par son principal affluent, la
Manambolomaty. Il suit ensuite la direction générale de cette dépression jusqu’au niveau de la
percée cataclinale que constituent les gorges du Manambolo, à Bekopaka. A l’entrée de ces gorges,
le Manambolo draine un bassin d’une superficie totale de 11 200 km².
La figure ci-dessous illustre le réseau hydrographique de la zone d’étude.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
7
Réseau Hydrographique
Bassins Versants
Sous Bassins Versants
Figure 2: Réseau Hydrographique de la zone d’étude
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
8
I.2.3. Ecosystèmes de la zone d’étude
Les principaux écosystèmes qui couvrent la zone d’étude sont formés par:
les forêts denses sèches;
les savanes ;
les forêts galeries ;
les zones humides (lacs et mares).
Le tableau suivant montre la répartition de ces différents écosystèmes
Ecosystèmes Superficie (%)
Forêt sèche 4
Forêt galeries 2
Savanes 90
Zones humides 1
Autres (sol nu, mosaïque de cultures) 3
Table 3: Répartition des différents écosystèmes sur la zone d’étude
I.2.3.1. Forêts denses sèches
Cette forêt dense sèche caducifoliée n’occupe que 5% environ de la superficie de la
concession de Tsimiroro. Les blocs forestiers les plus importants sont situés au Sud-Ouest en
bordures des Tsingy à environ 10 km de la gorge de la Manambolo et au Nord-Est l’extrémité du
plateau de Bongolava. Ils sont composés de forêt dense sèche partiellement dégradée à cause du
passage répété de feux de brousse. Les forêts encore relativement bien conservées abritent des
lémuriens, des boas, des civettes, des fossa, des tenrecs, des potamochères et des chauves-souris
frugivores, auxquelles s’ajoutent des espèces de lémuriens nocturnes. Les oiseaux les plus
fréquemment rencontrés sont entre autres le coucal, vaza, newtonie, gobe-mouche, polyboroïde,
huppe, pintade, milan ainsi que les quelques espèces de coua présentes dans la région. En dehors
des forêts naturelles, de nombreux bosquets parsèment la zone. Ils sont composés majoritairement
de manguier avec quelques autres espèces telles que les goyaviers et kapokiers. Toutes les essences
présentes sont des espèces introduites et exploitées par l’homme. Ces forêts sont exploitées par les
populations locales pour le bois d’oeuvre tel que le palissandre ou la canarium. La zone la plus
touchée par la déforestation ces dernières décennies concernent les forêts du Nord-Ouest du site en
bordure du plateau de Bemaraha.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
9
I.2.3.2. Forêts Galeries
Les écosystèmes de forêts galeries couvrent moins de 2% de la superficie de la concession. Ce
sont des bandes étroites, humides, forestières, longeant les cours d'eau et formant un réseau unique
boisé. Elles sont pluristratifiées et les individus émergeant peuvent atteindre jusqu’à 9 m. Elles sont
constituées, en particulier, de Breonadia microcephala. C’est une espèce indicatrice de la forêt
galerie. Les autres espèces comme le palmier Phoenix sont partiellement communes avec les autres
écosystèmes. Certaines forêts galeries comme celle d’Analamanjary à l’Ouest d’Ankisatra abritent de
petites populations de lémuriens. Les lémuriens, bien que protégés, semblent être chassés
localement pour la viande. Ces forêts constituent une ressource importante pour les populations
locales. Elles font l’objet d’une exploitation opportuniste en fonction des saisons et de la disponibilité
des produits. Les principales utilisations sont les suivantes:
Les plantes médicinales
Les bois de construction
Bois de chauffe
Chasse
Pêche: tilapia et bagnana.
Les fruits de mangiers
I.2.3.3. Savane
Les savanes couvrent la majeure partie de la zone d’étude (plus de 90% de la concession). Il
existe trois types de savanes: la savane herbeuse, la savane arbustive et la savane arborée.
La faune rencontrée dans ces trois types de savane est similaire. Les classes les plus
présentes sont les insectes et les oiseaux. Les plus fréquemment rencontrés sont des oiseaux très
communs comme le Foudia, l’alouette, le guêpier, le vaza, le coucal, la tourterelle à masque de fer, le
martin-pêcheur, le Souimanga ou la caille.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
10
I.2.3.4. Zones Humides
Les zones humides (environ 3% sur le bloc 3104) sont constituées de lacs et de mares.
Certaines zones humides sont transformées chaque année en rizière lorsque le niveau de l’eau
baisse. En fonction de leur taille, ces zones abritent certaines espèces de tortues dont, les espèces
présentes sont chassées de manière opportuniste pour la viande.
I.2.3.5. Aires Protégées
Aucune aire protégée n’est répertoriée dans le bloc 3104-Tsimiroro. Cependant, deux aires
protégées existent en bordure du bloc:
Le Parc National et la Réserve Naturelle Intégrale de Bemaraha : Les Tsingy de Bemaraha
couvrent 230 000 ha et sont inscrits au patrimoine mondial de l’humanité.
La Réserve Spéciale d'Ambohijanahary : Elle couvre une superficie de 24 750 ha et se trouve
à la limite de la région Ouest du plateau de Bongolava. Cette Réserve est surtout caractérisée
par la présence d'un des écosystèmes les plus rares et les plus menacés de Madagascar.
I.2.4. Contexte Humain et Socio-économique
I.2.4.1. Contexte de la zone d’étude
Tsimiroro se trouve dans le District de Miandrivazo, Région Menabe. Cette region compte
300 000 habitants pour une surface de 48 650 km². Les deux districts les plus peuplées de la région
sont : Morondava et Belo-sur-Tsiribihina, avec, respectivement, une densité de 11,6 et 10,8 hab/km².
C’est une population jeune dont l’âge moyen est de 23 ans.
I.2.4.2. Communautés de la zone d’étude
La zone étudiée est composée de plusieurs communautés: Commune d’Ankondromena,
Betsipolitra, Soaloka, Ankavandra, Itondy, Antsalova and Bekopaka.
I.2.4.3. Us et Coutumes
a. Ethnie Principale
La zone d’étude est une zone d’immigration. Mais comme elle est une terre d’origine
Sakalava, les moeurs, les us et coutumes Sakalava prédominent largement dans la zone. L’ancienne
tradition sakalava avait pour coutume d’abandonner le village ou le quartier à la mort d’un roi, d’un
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
11
chef de clan ou d’un chef de quartier. Ce principe a valu aux Sakalava la réputation de semi-nomades.
Toutefois, cette tradition tend à être délaissée à cause des contraintes liées au milieu naturel.
Les principales coutumes de la zone d’étude sont: “doany”, “fitampoho”, “fady”.
Doany: C’est le "lieu", c'est-à-dire la case où reposent les reliques sacrées du fondateur du
Menabe et, par la suite, des autres souverains. Le « doany » constitue le lieu de culte où se
manifesteraient un ou des esprits.
Fitampoho: les rois emportèrent avec eux les reliques de leurs défunts parents-rois. Avant de
mener une guerre de conquête, les rois procédèrent à une cérémonie de bain des reliques
des Rois ou « les Ampagnito ». C’est une prière aux mânes des Rois afin de les garder et les
bénir dans leurs entreprises. C’est le «Fitampoha ».
Fady : nombreux en terre Sakalava. Globalement, ils ont trait: dans les lieux sacrés, en
particulier les "doany", les tombeaux des ancêtres, les arbres sacrés ou "Togny" ; et dans les
plans d’eau, notamment certains lacs et rivières. Ces lieux sont interdits à toute profanation.
b. Autres ethnies
Les deux ethnies majoritaires après les Sakalava sont les Betsileo et les Merina qui viennent
des Hautes Terres. Ankisatra est le seul village où les Merina et les Betsileo sont majoritaires par
rapport aux Sakalava, car Ankisatra a été fondé par des Merina employés d’anciennes compagnies
pétrolières.
I.2.4.4. Conditions de vie
a. Habitat
L’habitat classique de la zone d’étude est de type traditionnel, souvent une case qui ne
comporte qu’une pièce est constituée par :
Des toits en feuilles de « badika » séchées
Des poutres et traverses en différentes espèces ligneuses Forestières
Des murs en feuilles de « satrana » ou en terres battues.
Enfin, des maisons en dur avec des murs en brique et des toits en tôle peuvent se rencontrer,
plus rarement, mais surtout au niveau des chefs-lieux de commune
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
12
b. Source d’énergie
Seuls les chefs-lieux des districts sont desservis par l’électricité du JIRAMA, et sa qualité laisse
encore à désirer. Les autres communes utilisent comme éclairage les lampes à pétrole. Certains
foyers, rares, utilisent des bougies. La population utilise le plus souvent du bois mort, et plus
rarement du charbon comme combustible pour la cuisson.
c. Eau de consommation
La disposition d’une eau potable constitue un problème majeur dans la zone d’étude. Il est à
noter que la quantité de l’eau ne satisfait pas les besoins de la population. Le système d’alimentation
en eau est constitué par:
De sources et de rivières situées aux alentours des villages, la plupart de ces ressources
tarissent en saison sèche;
Des puits d’eau.
De puits améliorés et de bornes fontaines faisant suite à des projets de développement, ces
puits et bornes fontaines se situent la plupart du temps dans les chefs-lieux de commune et
dans les gros villages.
d. Activités Economiques
Sur le plan économique, le district est composé en majorité d’agriculteurs (73%), puis
d’éleveurs (10%), de fonctionnaires (10%), de pêcheurs (4%) et de commerçants (3%). Les principales
cultures sont le riz, l’ambérique, le manioc, le maïs, le tabac, l’arachide.
D’autre part, les Zebus sont les principales richesses dans la zone étudiée. Un ménage ayant
plus de 1000 zebus est considéré riche. Le chef de cet ménage est localement appelé « Mpanarivo».
La description de la zone étudiée a pour but d’avoir un vu général de Tsimiroro. Pour la suite,
la description des caractéristiques du réservoir de Tsimiroro sera décrite.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
13
Chapitre II: Caratéristiques du reservoir de
Tsimiroro
II.1 Geologie de la zone d’étude
II.1.1. Surface Geologique
La surface géologique de la zone d’étude est divisée en: socle de Bongolava, Sakamena
(argile et grès), Isalo I et II, et le jurassique de Bemaraha. Le Steam Flood Pilot ou le pilote se trouve
dans l’Isalo II qui est principalement composé de grès intercalé par des argiles. [33]
Steam Flood Pilot (SFP)
Figure 3: Surface geologique du Bloc 3104
[33]
Jurassique (calcaire)
Isalo II
Isalo I
Sakamena
Socle
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
14
II.1.2. Stratigraphie
[33]
La stratigraphie de Tsimiroro appartient au groupe du Karoo
La Figure 4 illustre cette stratigraphie.
Figure 4: Stratigraphie régionale du bassin de Morondava
[33]
D’après la figure 4, le groupe Isalo est divisé en formations Isalo I et II. Ces formations sont
encore subdivisées (de l’ancien au plus jeune) en Isalo inférieur, Isalo I, Argile de base, grès
d’Amboloando, argile du Mokara et le Mokara Supérieur qui est daté au milieu du Triassique
supérieure. La figure 5 illustre ces subdivisions.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
15
Figure 5: Stratigraphie de Isalo II à Tsimiroro
[33]
Dans le SFP, l’Amboloando est aussi subdivisé en: Amboloando1, Amboloando2-1,
Amboloando2-2, Amboloando2-3, et Amboloando3.
La figure 6 illustre ces subdivisions.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
16
Figure 6: SFP Amboloando subdivision
[33]
Pour la comprehension des différentes formations à Tsimiroro, le Socle, le Sakamena groupe,
l’Isalo et les activités volcaniques seront abordées.
II.1.2.1. Socle
Le socle est composé de gneiss granitique et de schistes avec quelques intrusions. Il affleure
à l’Est de Tsimiroro et forme une barrière de la zone d’étude.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
17
II.1.2.2. Sakamena Groupe
Les Sakamena Groupes sont des dépôts fluviatiles et lacustrines venant du socle Précambrien
métamorphique à l’Est. Ce groupe est subdivisé en trois unités : le Sakamena Inférieure, le Sakamena
moyen et le Sakamena supérieure.
II.1.2.3. Isalo
En général, les groups Isalo sont composes surtout de grès fluviatile avec quelques
intercalaires. Ils peuvent aussi être divisés lithostratigraphiquement en deux groupes :
Formation Isalo I: principalement des grès.
Formation Isalo II: succession de grès et d’argile.
a. La formation Isalo I
Isalo I inférieur
L’Isalo I inférieur est composé de fine grains de grès intercalé par des argiles et d’argile
sableuse. L’épaisseur de l’Isalo I inférieur varie nettement à l’affleurement (300 – 700m) et
dans la subsurface.
Isalo I
La formation Isalo I est composée de grès clastique intercalé par des schistes subalternés et
des conglomérats mineurs. Les grès de l’Isalo I sont similaires à l’Isalo I inférieur par laquelle
on ne peut pas toujours les distinguées. L’épaisseur de l’Isalo I varie dans l’affleurement et
dans la subsurface à environ 300 – 550m.
b. La formation Isalo II
Argile de base
L’argile de base couvre directement les grès de la formation Isalo I. Cette argile est plus hétérogène
que celle du Mokara. A Tsimiroro, l’argile de base est une argile carbonée, de couleur gris sombre à
noir, contenant des lits de charbons ainsi que des unités de sables. L’argile est riche en matière
organique avec abondance de lignite et de plante (supérieure à 13 WT% en TOC), donc
potentiellement une roche mère.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
18
Grès d’Amboloando
Amboloando est le principal réservoir de la zone d’étude. Le grès d’Amboloando est un large dépôt
formant des systèmes de chenaux et aussi des formes de feuilles de sables avec une épaisseur
moyenne de 5 m.
D’après la figure 5, le grès d’Amboloando peut être divisé en trois unités: top, supérieur et inférieur.
Le Top Amboloando contient de l’argile et du sable et représente un faciès de transition entre le
sable d’Amboloando supérieur et l’argile du Mokara.
L’Amboloando supérieur est dominé par des grès que l’on croit être déposé dans des chenaux.
L’Amboloando inférieur contient des dépôts d’argile, de silt et de sable. C’est interprété comme
représentant de l’environnement fluviatile et lacustrine. Les dépôts argileux peuvent former des
barrières contre le mouvement vertical des fluides et séparant latéralement continue le réservoir.
Argile du Mokara
L’argile du Mokara joue comme la verticale couverture du reservoir d’Amboloando, le séparant ainsi
du sable d’Ankaramenabe au-dessus. Il est caractérisé par de l’argile massif, qui peut être rangé en
couleur de marron grisâtre, marron rougeâtre, vert, gris violacé. L’épaisseur varie de 0 à 150m,
s’amincit et devient silteux vers le nord de la zone d’étude. L’épaisseur moyenne est de 40m.
Ankaramenabe Member
La formation Ankaramenabe est exposé à la surface et qui couvre le plus la structure de Tsimiroro.
II.1.2.4. Activité Volcanique
Tout Tsimiroro est composé par de dense réseau d’intrusion de dykes. Les dykes peuvent
être observes par des images satellites, et en surface, on peut les identifier par des profils
d’altérations riche en fer. Le profil des dykes peut être négatif et positif pour les roches de la région.
L’épaisseur des dykes peut varier de quelques mètres à des dizaines de mètres et en général
les dykes peuvent être tracés à de grandes distances.
II.1.2.5. Origine du réservoir de Tsimiroro
Les grès d’Amboloando sont les principaux réservoirs d’hydrocarbure de Tsimiroro. D’autres
intervalles du réservoir incluent l’Isalo I et l’Ankaramenabe inférieur.
La formation Sakamena est considérée comme roche mère.
Le piège du SFP est interprété comme un doux anticlinal faillé associé avec la bordure du horst de
Tsimiroro.
La principale phase structurale se produit pendant la separation du bloc Inde-Madagascar de
l’Afrique durant le Jurassique moyen. Les activités tectoniques durant le début du Crétacé moyen
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
19
résultent des intrusions de nombreux dykes associés avec la séparation de l’Inde de Madagascar.
Après ce temps, Tsimiroro a été relativement tectoniquement stable.
II.1.3. Paramètres Pétrophysiques
Les mesures pétrophysiques sont dans les forages et sur des carottes dans des laboratoires
pour déterminer les majeurs propriétés du réservoir comme : la lithologie, la porosité, le
perméabilité, les saturations en fluides et la capillarité.
Les paramètres pétrophysiques obtenues par des carottes sont utilisés pour calibrer les
calculs du forage. Ces mesures du forage sont plus tard utilisées pour calculer le volume de
l’hydrocarbure présent dans le réservoir, quels taux peuvent-ils produire, et quelles quantités
d’hydrocarbures sont extraites du réservoir après que la production soit achevée. [2]
Les paramètres pétrophysiques sont aussi utilisés pour aider les ingénieurs de réservoir et les
géoscientistes pour la compréhension des propriétés de la roche réservoir, particulièrement,
comment les pores de la subsurface sont interconnectés, contrôlant ainsi l’accumulation et la
migration des hydrocarbures.
Finalement, les études pétrophysiques peuvent être utilisés par les ingénieurs pétroliers,
géologue, minéralogie, exploration géophysiques et autres études relatives.
Les paramètres pétrophysiques comme: la lithologie, la porosité, la perméabilité, les
saturations en fluides et les principaux caractéristiques pétrophysiques de la zone d’étude seront
expliqués.
II.1.3.1. Lithologie
L’identification de la lithologie est fondamentale pour tout réservoir parce que les propriétés
physiques et chimiques de la roche qui retiennent les fluides affectent les réponses de plusieurs
outils utilisés pour la mesure des propriétés de la formation. La compréhension de la lithologie du
réservoir est la base pour laquelle d’autres calculs sont faits.
Les géologues donnent les descriptions des lithologies des roches dans : l’affleurement,
cuttings, carottes et les mesures minéralogiques.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
20
II.1.3.2. Porosité
Le pétrole ne se trouve pas dans des rivières souterraines ou des cavernes, mais dans des
pores entre les grains des roches sédimentaires poreux.
Le roche réservoir semble être solide à l’œil nu. L’examen microscopique révèle l’existence
de petites ouvertures dans la roche. Dans les roches réservoirs, ces pores sont les seules pour
laquelle le pétrole est présent et stocké, et qui ressemble le plus à de l’éponge avec de l’eau. Cette
capacité de stockage du roche réservoir est appelée porosité. D’après la perspective de l’ingénierie
du réservoir, la porosité est probablement une des plus importantes propriétés de la roche réservoir.
La définition spécifique de la porosité est le ratio entre le volume des pores dans la roche
réservoir par rapport au volume total, et exprimé en pourcentage. Le volume des pores se réfère
fondamentalement à la somme ou à la combinaison des volumes de tous les pores dans une roche
réservoir donnée. L’illustration suivante donne un exemple de roche sédimentaire poreux.
Figure 7: Une pièce de roche sédimentaire poreuse
[3] Les pores sont les sections blanches entre les grains sombres. C’est dans chaque pore que les fluides
comme l’huile, le gaz naturel et l’eau peuvent être trouvés dans la subsurface.
Cette propriété de la roche réservoir est dénotée par φ et mathématiquement exprimé par la
relation ci-après.
Φ =𝑃𝑜𝑟𝑒 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒
𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑜𝑟 𝐵𝑢𝑙𝑘 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒∗ 100 (1)
Φ: Porosité (%)
[4]
La porosité d’un réservoir commercial peut être rangée d’environ 5% à 30% du volume total. La
porosité du réservoir peut être classifiée par :
Porosité < 5%: faible
Porosité : 10 – 20 %: moyenne
Porosité : 20 - 30 %: bonne
Porosité > 30%: excellente
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
21
[5]
II.1.3.3. Perméabilité
Ayant une large porosité dans la roche réservoir n’est pas suffisant parce que le pétrole
contenu dans les pores doit s’écouler pour qu’on puisse le produire et le drainer vers la surface.
Cette propriété particulière de la roche réservoir, dénoté par k, est appelée perméabilité. Il dépend
en quoi les pores dans cette roche est interconnectée. La perméabilité d’une roche réservoir
pétrolier est l’un des plus influents paramètres pour la détermination de la capacité de production
d’une accumulation d’hydrocarbure.
C’est le travail d’Henry Darcy, ingénieur civil français, qui a mené au développement de
l’expression mathématique, encore utilisée de nos jours dans l’industrie pétrolière et d’autre part, le
calcul de la perméabilité absolue d’après les expériences exécutés en dehors du milieu poreux. La
relation suivante illustre la loi générale de Darcy:
𝑄 = −𝑘
𝜇𝐴
𝑑𝑃
𝐿 (2)
Q: Débit (cu.m/s)
k: perméabilité (darcy)
μ: viscosité de fluide (cp)
A: section (cm2)
P: Pression (atm)
L: Longueur (cm)
[4]
Figure 8: Perméabilité de deux matériaux
[3]
La perméabilité du réservoir peut aussi être classifiée comme :
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
22
K < 1 mD: très faible, réservoir étroit
K = 1 – 10 mD: faible
K = 50 – 200 mD: moyenne
K = 200 – 500 mD: bonne
K > 500 mD: excellente
[5]
II.1.3.4. Saturation en Fluides
La porosité représente la capacité maximale de la roche réservoir à stocker les fluides. La
saturation en fluide ou saturation de pore quantifie la capacité disponible pour contenir plusieurs
fluides; dans d’autres mots, comment est cette capacité de stockage, volume des pores ou
distribution des pores parmi les trois types de fluide dans le réservoir, c’est-à-dire : le gaz, l’huile et
l’eau.
Pour déterminer la quantité d’hydrocarbure accumulée dans une formation de roche poreux,
il est nécessaire de déterminer individuellement chaque saturation.
Généralement, la saturation en fluide est définie comme le ratio entre le volume de chaque
phase dans une roche réservoir donnée par rapport au volume de pore de l’échantillon. Dans
d’autres mots, la saturation en fluide est définie comme la fraction ou le pourcentage du volume des
pores occupé par une phase particulier (gaz ou huile ou eau) exprimée par une expression
mathématique généralisée :
𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑒 𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 = 𝑆 =𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑒 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒
𝐸𝑓𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑒 𝑅𝑜𝑐𝑘 𝑃𝑜𝑟𝑒 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 (3)
Toutefois, la saturation en fluide est généralement rapportée comme une fraction du volume
effective des pores plutôt que le volume total des pores car c’est plus significatif comme fluide
présent dans des pores complètement isolés et ne peut être produit. L’équation (3) peut être
appliquée pour chaque phase spécifique :
𝑆𝑔 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑧
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑒 (4)
𝑆𝑜 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑′ℎ𝑢𝑖𝑙𝑒
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑒 (5)
𝑆𝑤 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑′𝑒𝑎𝑢
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑒 (6)
Où Sg, So, et Sw sont les saturations respectives du gaz, de l’huile et de l’eau.
La saturation en fluide peut être exprimée par la fraction ou le pourcentage du volume des pores. Il
est clairement indiqué que les saturations en fluide peuvent être rangés de 0 à 100% ou 0 à 1, et dès
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
23
que ces valeurs se réduit au volume des pores, leurs sommes devraient toujours être égale à 100%
ou 1, conduisant à :
𝑆𝑔 + 𝑆𝑜 + 𝑆𝑤 = 1 (7)
Figure 9: Distribution des saturations en fluide dans un échantillon de roche réservoir
[4]
II.1.3.5. Les propriétés pétrophysiques du réservoir de Tsimiroro
Le réservoir dans le SFP présente quelques valeurs moyennes de porosité et de perméabilité
respectivement pour des formations différentes.
Amboloando3: faible perméabilité avec de mince barre de grès et de canal avec de bonne
perméabilité et porosité.
Amboloando 2-3: présente une bonne qualité du réservoir. La perméabilité varie de 150 à
200mD, dégradé par la présence d’argile avec quelque carbonate, augmentant dans la partie
supérieure de l’unité (25 – 40 mD) et dans la base où les conglomérats sont fréquents.
Amboloando 2-2: la perméabilité entre 2000-3000mD, porosité entre 28-29%. Probablement
à des taux élevés dans les grès très friable, avec une barrière locale causée par les
écoulements des débris avec des clast et des conglomérats.
Amboloando 2-1: a une important variation pétrophysique causée par de l’empilement de
séquences et d’abondant argile laminé avec du carbonate. La perméabilité varie de 20-
600mD et la porosité entre 13-25%.
Amboloando 1: principalement de grès massif avec K~250-450 et Ø~22-25 diminuant dans
des faciès dans la zone supérieure. Grès cimenté massif (abondance de Kaolinite et
carbonate) avec faible K~30-90mD, Ø~19-24 et une couche d’argile silteux imperméable,
dans la zone médiane. Finalement, bonne K~530-840mD, Ø~22-23 dans la zone inférieure.
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24
Partie 2: GENERALITE SUR
L’HUILE LOURDE
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
25
Chapitre III: Caractéristiques de l’Huile Lourde
III.1 Définition de l’huile lourde
L’huile lourde ou l’extra huile lourde est un huile qui est très visqueux, et ne peut facilement
circuler vers les puits de production sous les conditions normales du réservoir. Il est considéré
comme lourd car sa densité ou gravité spécifique est plus élevée que celle de l’huile légère.
L’huile lourde ou l’extra huile lourde est défini comme non récupérable dans son état
naturel. Nous pouvons le définir comme huile qui ne s’écoule pas ou ne peut être pompé sans le
chauffé ou le dilué avec des produits chimiques.
La biodégradation est la principale cause de la formation de l’huile lourde.
III.2 Origine
La majorité des géologues acceptant que le brut devienne lourd après la biodégradation,
dans quoi, les fractions légères sont consommées par les activités bactériennes dans le réservoir.
Cette hypothèse se penche fortement sur les techniques de la géochimie pétrolière. Peu de
couverture du réservoir expose l’hydrocarbure aux contaminants de surface, incluant la vie
organique (bactérie) et contribue à ce processus.
L’huile lourde peut être trouvée à de faible profondeur, réservoir jeune, avec des roches du
Pleistocène, Pliocène et Miocène. Dans certains cas, il peut aussi être trouvé dans les plus anciens
comme le Crétacé, Mississipien et le réservoir Dévonien. Ces réservoirs tendent à être faiblement
couvert, résultant la formation de l’huile lourde et du bitume.
III.2.1. Biodégradation Pétrolière
Sous certaines conditions, la vie micro organique (bactérie) peut altérer ou métaboliser
différents classes de composés dans l’huile, ces processus sont appelés biodégradation. La
biodégradation affecte les flaques d’huile et les suintements de surface. En outre, comme à plus de
30 ans passé, la biodégradation peut aussi altérée l’accumulation d’huile dans la subsurface. Les
accumulations d’huiles peu profondes sont dégradées à certains degrés. En effet, la vaste majorité du
monde pétrolier est sévèrement dégradée dans les zones peu profondes, comme les bitumes
supergrands d’Orinoco et d’Athabasca dans respectivement le Venezuela et le Canada. Un peu petit
mais aussi géant, les accumulations d’huile dégradées se produisent d’ailleurs partout dans le
monde.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
26
III.3 Condition favorable de la biodegradation
La biodégradation de l’huile par les bactéries peut se produire sous un environnement
aérobie ou anaérobie. Dans la subsurface, la biodégradation se produit premièrement sous des
conditions anaérobiques, appuyé par les bactéries réductrices de sulfate où les sulfates dissouts sont
présents, ou les bactéries méthanogéniques où les sulfates dissouts sont faibles.
Bien que la biodégradation de l’huile dans la subsurface ne requière d’oxygène, l’huile a
besoin de certains éléments comme le nitrogène, le phosphore et le potassium, qui peuvent provenir
de la dissolution ou altération de minéraux dans de l’eau. Ce processus est aussi dominé par des
réactions complexes d’altération dans le réservoir sous conditions anaérobiques dirigé par la réaction
eau-huile. Parce que de large volume d’hydrocarbure léger est consommé par les activités
bactériennes au contact eau-huile ou la zone de transition, signifiant des gradients verticaux et
latéraux dans la composition de l’huile et aussi la viscosité. Les contrôles ultimes dans l’élévation de
l’altération de l’huile et de l’augmentation de la viscosité sont reliés par la composition de l’huile et
l’histoire du taux de charge, mélange d’huile dégradés et frais, l’expansion de la zone d’eau et
l’apport d’éléments, et enfin l’historique des températures du réservoir.
Empiriquement, il est à noter que les accumulations d’huiles dégradés sont trouvés dans des
réservoirs à des températures inférieures à 80°C, et la viscosité peut s’élever jusqu’à 100 fois à
travers une épaisseur de 40m du réservoir. La biodégradation pétrolière se produit
préférentiellement au contact eau-huile.
A température élevé, il apparaît que beaucoup de microorganismes dans la subsurface
disparaissent. Toutefois, pas toutes les accumulations d’huile à des températures inférieures 80°C
sont dégradés. Wilhlms et al. Proposent une explication pour cette observation. Ces auteurs
suggèrent que si un réservoir d’huile a été chauffé à plus de 80°C à tout point depuis sa déposition,
puis, si le soulèvement a réduit la température à inférieure à 80°C, le paléopasteurisation ou la
stérilisation du réservoir qui s’était produit à de température élevée aurait tué les organismes
causant la biodégradation après le soulèvement du bassin. Donc, les réservoirs d’huiles qui ont subi
des soulèvements peuvent contenir des huiles non dégradés, en dépit des faibles profondeurs et des
faibles températures de réservoir.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
27
III.4 Effet de la Biodégradation
Graduellement, la biodégradation détruit les suintements d’huiles par des métabolismes
séquentielles de diverses classes de composés présents dans de l’huile. La biodégradation ne peut
être limitée parce qu’elle peut prendre jusqu’à des milliers d’heures. Quand la biodégradation se
produit dans un réservoir, ce processus affecte dramatiquement les propriétés des fluides et d’où les
valeurs de productibilité de l’accumulation. Spécifiquement, la biodégradation :
Augmente la viscosité de l’huile: qui réduit la productivité de l’huile
Réduit la densité API: qui réduit la valeur de l’huile produit.
Augmente les asphalthènes: relatives à ceux des saturés et des aromatiques
Augmente la concentration de certains métaux.
Augmente le taux de soufre
Augmente l’acidité de l’huile
Ajout de composés comme les acides carboxyliques et les phénoles.
Pour exemple des huiles dans l’Oklahoma, quelques auteurs constatent des changements des
propriétés de l’huile avec l’augmentation du niveau de biodégradation dans le tableau ci-après.
Type d’échantillon Densité API Soufre (WT%) Vanadium (ppm) Nickel (ppm)
Huile non dégradé 32 0.6 30.6 16.4
Huile modérément dégradé 12 1.6 224 75.1
Très dégradé (bitume) 4 1.5 137.5 68.5
Type d’échantillon Saturé (%) Aromatique (%) Polaire (%) Asphalthène (%)
Huile non dégradé 55 23 21 2
Huile modérément dégradé 25 21 39 14
Très dégradé (bitume) 20 21 41 21
Table 4: Variation des propriétés de l’huile avec le degré de biodégradation
[6]
Les variations verticales et latérales des propriétés de l’huile (ex: densité API et viscosité)
causés par des variations spatiales avec l’extension de la biodégradation de l’huile peuvent être
projetés dans un champ donné par l’utilisation des outils géochimiques.
Les variations verticales et latérales peuvent être divisées en deux catégories :
Variations par rapport à la distance du contact eau-huile. Parce que les colonnes d’huiles
dégradées sont compositionnellement évalués, où l’huile le plus dégradé se trouve près du
contact eau-huile.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
28
Variations dues à la nature de l’impulsion du réservoir. La durée de la biodégradation est
souvent similaire à celle du chargement d’huile du réservoir. La colonne d’huile peut être un
mélange d’huile venant d’un premier chargement ou migration primaire et plus tard de
l’huile venant d’un chargement secondaire ou recharge. Le premier chargement peut être
plus dégradé que la recharge, car l’ancien chargement est sujet d’une biodégradation
pendant une longue période. Donc, dépendant des voies de migration vers le réservoir, les
variations verticales peuvent être causées par les chargements primaires et secondaires (ex :
Densité API, Viscosité). [6]
L’identification du niveau de biodégradation est faite à l’aide de la comparaison avec l’échelle de
biodégradation. L’échelle de biodégradation est illustrée dans l’Annexe 12.
III.5 Propriétés de l’Huile Lourde
L’huile lourde est définie comme un hydrocarbure ayant une densité API inférieur à 20°. Les
propriétés physiques qui diffèrent l’huile légère et l’huile lourde incluent la viscosité élevée et la
densité spécifique, si bien que la composition moléculaire lourde. En 2010, le World Energy Council a
défini que l’extra huile lourde a une densité API inférieure à 10° et une viscosité du réservoir
supérieure à 10000 centipoises.
L’huile lourde est étroitement parent au bitume. Les géologues pétrolières catégorisent les
bitumes comme extra huile lourde car leurs densités sont inférieures à 10°API. Le bitume est le plus
lourd et le plus épais forme du pétrole.
Les méthodes de récupération de l’huile lourde sont divisées en deux grands types en
fonction de la température. C’est pourquoi que les propriétés du fluide, la viscosité dépendent
fortement de la température. Quand on chauffe, l’huile lourde devient moins visqueuse.
III.5.1. Densité API
Le pétrole est moins dense que l’eau, et en 1916, le gouvernement des Etats Unis à instaurer
l’échelle de Baumé comme la mesure standard pour tout liquide moins dense que l’eau, dans la
majorité des cas, de l’huile. La valeur utlisée dans cette échelle est 141,5, mais des tests ont montré
que la valeur actuelle est de 140 à cause d’une erreur. Le gouvernement a changé l’échelle à 140,
mais l’utilisation de 141,5 devenait indélogeable dans l’industrie pétrolière, d’où l’API a décidé de
créer la densité API utilisant l’ancienne valeur 141,5.
La densité API est calculée en utilisant la densité spécifique de l’huile, qui n’est rien d’autre
que le ratio entre sa densité et celui de l’eau (densité de l’huile/densité de l’eau). La densité
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
29
spécifique est le ratio de la densité d’une substance à la substance de référence, habituellement
l’eau. L’huile moins dense ou huile légère est plus préférable au plus dense car elle contient de
grande quantité d’hydrocarbures et peut être convertie en carburant.
La densité spécifique pour le calcul de l’API est toujours à 60° Fahrenheit. L’API est calculé
par :
API =141.5
SG− 131.5 (8)
SG: Densité spécifique
L’API est la mesure du poids du pétrole comparé à l’eau :
Si l’API est supérieur à 10, l’huile flotte sur l’eau;
Si l’API est inférieur, l’huileplonge sous l’eau.
La densité API est utilisée à classifier l’huile comme légère, moyenne, lourde ou extra lourde.
Comme le poids de l’huile est largement déterminant pour sa valeur, la densité API est très
importante. Les valeurs de l’API pour chaque poids sont les suivantes :
Légère: API > 31.1
Moyenne: API entre 22.3 et 31.1
Lourde: API < 22.3
Extra lourde: API < 10.0
Figure 10: Huile Lourde
Parce que la densité est la mesure du poids par volume, l’API peut être utilisé pour calculer le
nombre de baril d’huile qui peut être extraite par tonne métrique. Le calcul est :
𝐵𝑎𝑟𝑟𝑒𝑙𝑠 𝑝𝑒𝑟 𝑇𝑜𝑛 = 1 {141.5
𝐴𝑃𝐼+131.5∗ 0.159}⁄ (9)
Barrels per Metric ton
[7]
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
30
III.5.2. Viscosité
La viscosité absolue fournit une mesure du résistance du fluide à s’écouler. Pour les liquids, la
viscosité correspond à une notion d’épaisseur. Par exemple, le miel a une viscosité élevé par rapport
à l’eau.
La viscosité est due au frottement entre les particules voisines dans un fluide qui circulent à
différentes vitesses. Un fluide qui n’a aucune résistance aux efforts de cisaillements est considéré
comme idéal. La viscosité zéro est seulement rencontrée à très faible température, en super fluides.
La viscosité est mesurée avec divers types de viscosimètres et de rhéomètre. [8]
Les huiles ayant une viscosité élevée (supérieur à 10 cP), et une densité inférieure à 22,3°API
sont classifiées comme huiles lourdes. Généralement, ces huiles requièrent des techniques spéciales
pour surmonter leurs viscosités élevées.
Jusqu’à maintenant, nous sommes limités à avoir du lourd et visqueuse. Ne rien faire n’est
pas une option, dès que la pression diminue entre la base du tubing de production et la tête de puits,
il faut limiter la production. Utilisé de la chaleur (vapeur) a quelques effets sur la réduction de la
viscosité ; mais a besoin d’intense énergie, couteux et requière de l’eau propre aussi bien que des
investissements en équipements et infrastructures. [9]
Le calcul de la viscosité requière de nombreuses étapes du processus impliquant la
corrélation des étapes séparées. La viscosité du gaz est déterminée en fonction de la densité API et
de la température.
Figure 11: Relation entre viscosité et température
En effet, le débit dépend de la valeur de la viscosité. La loi générale de Darcy l’explique :
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
31
𝑄 =𝑘𝐴
𝜇(
𝜕𝑃
𝜕𝐿) (10)
Q: Débit
K: Perméabilité
A: Section
μ: Viscosité
P: Pression
L: Longueur
Si la viscosité µ est élevée, le débit Q est faible; et si µ est faible, Q est élevé.
La figure ci-après montre les densités et viscosités de l’hydrocarbure et d’autres liquides.
Figure 12: Densités et viscosités d’hydrocarbures et d’autres liquides
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
32
III.5.3. Composé Chimique
L’huile lourde est asphaltique et contient de l’asphalthène et de résines. Elle est lourde due
au ratio élevé d’aromatique et de naphténique vers les alcanes linéaires, et une grande quantité de
NSO’s (Nitrogène, Soufre, Oxygène et métaux lourds). L’huile lourde à un pourcentage élevé de
composés à 60 atomes de carbones, et d’où un point d’ébullition et poids moléculaires élevés.
Le poids de l’huile lourde est initialement le résultat d’une proportion élevée de mélange
poids moléculaire élevé, composés non-paraffinique et une faible proportion de volatile. Les huiles
lourdes contiennent de très petites quantités de paraffine et peut ou ne peut contenir des niveaux
d’asphalthènes élevés.
Le mélange de l’huile lourde est compose des groupes suivantes:
Composés hydrocarbonés (constitués de carbone et d’hydrogène)
Composés non hydrocarbonés
Composés organométallique et de sels inorganiques (composés métalliques)
III.5.3.1. Composés Hydrocarbonés
Les composés hydrocarbonés sont essentiellement composés de : Saturés, Aromatiques, Résines,
Asphalthènes (SARA) et naphtènes.
a. Saturés ou Paraffines
Le paraffine, aussi appelé alcane, de formule général CnH2n+2, C étant un atome de carbone,
H un atome d’hydrogène et « n » nombre entier. Les paraffines sont les constituants majeurs du gaz
naturel et du pétrole. Les paraffines contenant moins de 5 atomes de carbones par molécule sont
habituellement gazeuses à température ambiante. Ceux ayant 5 à 15 atomes de carbones sont
habituellement liquides. Les longues chaines linéaires de paraffines avec plus de 15 atomes de
carbones par molécules sont solides. Les paraffines ramifiées ont un nombre d’octane élevé que ceux
des chaines linéaires, donc, les plus désirables constituants des carburants. Les hydrocarbures sont
non miscible avec l’eau mais sont solubles dans l’alcool, éther et de l’acétone. Les paraffines sont
incolores.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
33
Figure 13: Saturés
b. Aromatiques
L’hydrocarbure aromatique ou arène est une molécule avec alternance de liaison double et
simple entre les atomes de carbones. Le terme aromatique a été assigné avant la découverte du
mécanisme physique déterminant l’aromaticité ; le terme a été inventé tout simplement parce que
plusieurs des composés ont des odeurs douces ou plaisantes. La configuration de six atomes de
carbones dans les composés aromatiques est connue comme l’anneau du benzène. Les
hydrocarbures aromatiques peuvent être monocycliques (MAH) ou polycycliques (PAH). Le Benzène,
C6H6, est l’hydrocarbone le plus simple, et il était le premier reconnu. Le Toluène (C7H8) et le Xylène
(C8H10) sont aussi des composés aromatiques mononucléaires trouvés à des quantités variables du
pétrole brut. La fraction aromatique est aussi visqueuse avec un liquide rougeâtre.
Figure 14: Exemples d’aromatiques
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
34
c. Résines et Asphalthènes
Les résines et asphalthènes sont des sous-classes des aromatiques, bien que quelques résines
peuvent contenir seulement des molécules naphténiques. Ce sont des larges molécules constitués
d’hydrogène et de carbone avec un à trois atomes de soufre, oxygène ou nitrogène par molécule. La
structure basique est composée d’anneau principalement aromatique, avec trois à dix ou plus
d’anneau par molécule. Les asphalthènes et les résines sont connus comme soluble, chimiquement
des fragments altérés du kérogène, et qui ont migrés du roche mère durant la catagenèse de l’huile.
Les asphalthènes et les résines se diffèrent en textures et couleurs. Les asphalthènes sont noirs,
brillant et des solides friables ; d’autres part, les résines sont marrons sombres, brillant et gommeux.
Figure 15: Asphalthènes et Résines
La stabilité du pétrole dépend sur les relations moléculaires de l’asphalthène et résine avec des
balances d’autres constituants du pétrole.
Asphalthènes
Les asphalthènes sont des substances moléculaires trouvés dans le pétrole brut, avec les
résines, aromatiques et saturés comme les alcanes. Les asphalthènes sous forme d’asphalte ou
bitume produit depuis le raffinage de l’huile sont utilisés pour les routes, bardeaux pour les toits et
d’enduit imperméable pour les fondations des buildings. Les asphalthènes sont considérés comme la
partie au fond des barils. Ils peuvent constituer les fractions non volatiles et de poids moléculaire
élevé du pétrole.
Les asphalthènes sont constitués primairement de carbone, d’hydrogène, nitrogène, oxygène
et de soufre ainsi que des traces de vanadium et de nickel. Le ratio C/H est approximativement 1/1.2,
dépendant de la source de l’asphalthène.
Les asphalthènes ont été supposés comme tenu en solution dans de l’huile par les résines,
mais des données récentes disent que c’est incorrect. En effet, il a été récemment suggéré que les
asphalthènes sont nanocolloidalement suspendu dans le pétrole brut et dans les solutions de
toluène.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
35
Figure 16: Molécule possible de l’asphalthène
Résines
Il a été suggéré que les résines sont attachées à l’asphalthène fournissant ainsi un
stabilisateur stérique et empêche la floculation des asphalthènes. Donc, les asphalthènes qui existent
dans le pétrole brut dans un état dispersé sont maintenus dans ces conditions par les résines. Il est
généralement accepté que le rôle de la résine en pétrole est de stabiliser l’asphalthène.
Cette fraction appartenant aux molécules polaires est souvent contenu dans les
hétéroatomes comme le nitrogène, l’oxygène et le soufre. La résine est opérationnellement définie
comme fraction soluble dans les alcanes légers comme le pentane et heptane, mais insoluble dans le
propane. Dès que les résines sont définies comme une classe de solubilité, le chevauchement de
l’aromatique et de l’asphalthène a été prévu. En dépit de cet effet, la résine est très importante pour
les propriétés du pétrole brut. Toutefois, quelques caractéristiques générales peuvent être
identifiées. Les résines ont un ratio H/C élevé que les asphalthènes, 1.2 – 1.7 comparé à 0.9 – 1.2
pour les asphalthènes. Les résines sont structuralement similaires à l’asphalthènes, mais plus petit en
poids moléculaires (>1000g/mole). Les acides naphténiques sont généralement considérés comme
une partie de la résine. La résine a un couleur marron sombre.
[10]
d. Naphtènes
C’est un type de composé organique du carbone et de l’hydrogène que contient un ou
plusieurs structures cycliques des saturés, ou contient de tels structures comme la majeur portion de
la molécule. La formule générale est CnH2n. Les composés naphténiques sont quelques fois appelés
naphtènes, cycloparaffines ou benzènes hydrogénés. Le Naphta est une fraction raffiné du pétrole
qui contient un pourcentage élevé de ces types d’hydrocarbures. Dans les fluides de forage,
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
36
particulièrement à base de boues, la quantité et les types d’hydrocarbure dans une boue peuvent
être un paramètre important dans la performance globale de la boue.
Figure 17: Example of naphtenes
III.5.3.2. Composés Non-Hydrocarbonés
Divers types de composés non-hydrocarbonés sont trouvés dans le pétrole brut. Les plus
importants sont : le soufre, le nitrogène et l’oxygène (NSO). Des traces de composés métalliques sont
aussi trouvées dans le pétrole brut. La présence de ces impuretés est nocive et peut causer des
problèmes à certaines réactions catalytiques. Les fiouls ayant un niveau de soufre et de nitrogène
élevé causent des problèmes de pollution en plus de leurs natures corrosives.
a. Soufre
Le soufre dans le pétrole brut est principalement présent sous forme de soufre organique. Le
sulfide d’hydrogène est le plus important composé inorganique du soufre trouvé dans le pétrole
brut. Sa présence, toutefois, est nocive à cause de sa nature corrosive. Les acides sulfuriques sont
des mercaptans.
Les huiles brutes acides contiennent un pourcentage de sulfure d’hydrogène élevées. Parce
que plusieurs composés de soufre organique ne sont thermiquement stables, le sulfure d’hydrogène
est souvent produit durant les processus de la formation du pétrole. Un taux de soufre élevé dans le
pétrole brut est moins désirable car des traitements pour les acides sulfuriques augmentent le coût
de production. La majorité des soufres peuvent être extrait du pétrole brut par des processus
d’hydrotraitement, où le sulfure d’hydrogène est produit correspondant à la libération des
hydrocarbures. Le sulfure d’hydrogène est alors absorbé dans des absorbants appropriés et ensuite
récupéré comme soufre.
L’huile lourde peut être aussi décrite comme acide ou douce dépendant de sa teneur en
soufre.
En général, il y a deux types d’huile lourde :
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
37
Ceux avec un taux de soufre plus de 1% sont « acides » : avec des aromatiques et
asphalthènes sont fréquemment localisés en Amérique du Nord (Canada, Etats Unis et
Mexique), en Amérique latine (Venezuela, Colombie et Equateur) et dans le moyen orient
(Koweit, Arabie Saoudite).
Ceux avec un taux de soufre moins de 1% « douces » : avec des aromatiques, naphtènes et
résines, majoritairement localisés à l’Ouest de l’Afrique (Tchad), Afrique centrale (Angola) et
à l’Est de l’Afrique (Madagascar).
En effet, le pétrole brut acide contient au maximum 1.99% de soufre et l’huile douce contient
au maximum 0.5%.
Le pétrole brut doux a un prix élevé que de l’huile acide. Les huiles douces sont désirables à
cause de leurs simplicités de traitements à la raffinerie et ne requière pas d’énergie intense et
sophistiqués. [11]
Exemples de quelques composés à soufre des deux types:
Figure 18: Acides sulfuriques
Figure 19: Composés non-acidiques du soufres
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
38
b. Nitrogène
Le nitrogène est très faible et ne dépasse 0.1% dans la plupart des huiles. Dans l’huile lourde,
toutefois, le nitrogène peut atteindre jusqu’à 0.9%
Le nitrogène est plus thermiquement stable que le soufre, en conséquence sont concentrés
dans les fractions lourdes du pétrole et des résiduels.
Le pétrole léger peut contenir des traces de nitrogène qui peuvent être extraites. Le
nitrogène peut être généralement classifié en deux catégories : basique et non basique. Les
nitrogènes basiques sont ceux ayant une chaine de pyridine, et les non basiques ont une structure
pyrrole. La pyridine et le pyrole sont des composés stables à cause de leurs natures aromatiques.
Figure 20: Nitrogène
c. Oxygène
L’oxygène, dans le pétrole est généralement entre 0.1% et 1.0%. Les oxygènes, dans le
pétrole, sont plus complexes que les soufres. Toutefois, leurs présences dans le pétrole ne sont pas
toxiques aux processus catalytiques. Plusieurs composés oxygénés dans le pétrole brut sont
faiblement acide.
Le taux d’acide dans la plupart des huiles sont généralement faible, mais peut atteindre
jusqu’à plus de 3%, comme dans le Californie.
Les acides naphténiques ont une importance spéciale dans le commerce et peut être extrait
par l’utilisation des solutions caustiques.
Les composés oxygénés non acide comme l’ester, cétones et l’amide sont moins abondants
que les composés acides. Ils n’ont aucune valeur commerciale.
La figure suivante montre quelques composés oxygénés trouvés dans le pétrole brut :
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
39
Figure 21: Composés Oxygénés Acides
Figure 22: Composés Oxygénés Non-Acide
III.5.3.3. Composés Métalliques
Plusieurs métaux sont trouvés dans le pétrole brut. Les plus abondants sont: le sodium, le
calcium, le magnésium, l’aluminium, le fer, le vanadium et le nickel. Ils sont présents comme des sels
inorganiques, comme le nickel et le Vanadium. Le calcium et le magnésium peuvent formés des sels
ou des savons avec de l’acide carboxylique. Ces composés agissent comme des émulseurs, et leurs
présences sont indésirables.
Bien que les métaux dans le pétrole brut soient trouvés en traces, leurs présences sont
nocives et devraient être enlevés.
Les processus d’extraction des solvants sont utilisés pour réduire la concentration de certains
métaux lourds dans le pétrole résuduels.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
40
Chapitre IV: Géochimie de l’Huile Lourde
La géochimie est une science qui utilise les outils et les principes de la chimie pour expliquer
les mécanismes derrières les systèmes géologiques comme la croute terrestre et les océans. [12]
En exploration pétrolière, les principaux objectifs sont d’identifier: si une zone donnée
contient ou non des roches mères; si la zone est produit de l’huile ou de gaz ; et finalement, si le gaz
est trop cuit ou non et ne peut être produit, ou que l’huile est trop lourde à produire avec le forage
seulement. Donc, la géochimie est considérée comme un outil d’exploration pétrolière car elle peut
améliorer la découverte et le développement par l’identification et la caractérisation de ces buts,
soient dans le système conventionnel ou non conventionnel.
La géochimie pétrolière est aussi l’application des principes de la chimie pour l’étude de
l’origine, la migration, l’accumulation et l’altération de l’huile. Pour trouver de l’huile et de gaz, on
utilise de nombreuses techniques géochimiques pour : identifier la roche mère et déterminer sa
quantité, type, et le niveau de maturation des matières organiques ; évaluer la durée de migration du
pétrole de la roche mère ; estimer les chemins potentiels de migrations ; et corréler les composés du
pétrole trouvés dans le réservoir, les fuites, les suintements et de localiser les nouveaux groupes de
pétrole. [13]
L’huile lourde et le bitume sont formés par la dégradation microbienne de l’huile
conventionnelle sous un temps géologiques introduisant les variations latérales et verticales des
propriétés de fluides, et qui peuvent être exploités dans de nombreuses applications. [14]
La géochimie peut expliquer comment optimiser le développement et la prédiction de ces
variations latérales et verticales.
Les champs d’huiles lourdes, généralement, exposent des grandes échelles de variations, où
la géochimie du réservoir peut être définie. Une des applications est la prédiction des propriétés des
fluides (densité API, viscosité, SARA, …) par l’analyse de l’huile ou bitume produit d’un puits, ou
extrait d’une carotte ou encore des cuttings de forage. Les premières mesures de la viscosité au rig
peuvent être faites en 2 heures et peut produire des logs de viscosité.
Pour la suite, l’utilisation de la géochimie, les techniques de la géochimie pétrolière et une
étude analogue seront décrits.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
41
IV.1 Utilisation de la Géochimie
IV.1.1. Roche Mère
Les roches mères peuvent être définies comme un sédiment par lesquelles les hydrocarbures
sont générés, et sont différenciées des roches réservoirs dans lesquelles les hydrocarbures sont
accumulés. Une roche mère type est sombre, riche en matière organique avec de fine lamelle de
schiste. Le type d’hydrocarbure généré (huile ou gaz) dépendra du type des matières organiques
présents dans la roche. L’identification de la roche mère a divers critères comme : la quantité, le type
et la maturité des matières organiques.
Les valeurs du carbone organique total ou TOC sont utilisées pour déterminer la quantité de
matière organique dans les sédiments. Il est déterminé, généralement, par la mesure de la
combustion CO2 après l’extraction du carbonate par de l’acide prétraité.
La roche mère peut être divisée en trois types :
Oil prone: capable de générer de l’huile.
Gas prone: capable de générer du gaz
Dead carbon: aucun potentiel générateur.
[13]
IV.1.2. Maturation
La maturation organique est une série progressive de changement physique et chimique qui
se produit dans les matières organiques sédimentaires durant l’enfouissement et la cuisson, et peut
aboutir à la génération d’hydrocarbure. [13]
IV.1.3. Migration
La migration est un processus de mouvement de l’hydrocarbure dans la subsurface. Elle est
définie de l’expulsion de l’huile de la roche mère à travers des grains d’argiles fins, jusqu’au
mouvement des gaz à travers des sables très perméable ou les failles. [13]
Le processus de la migration pétrolière est divisé en deux parties : migration primaire et
secondaire.
La migration primaire de l’huile et du gaz est un mouvement dans des portions de grains fins
de la roche mère.
La migration secondaire est un mouvement dans la roche réservoir en dehors de la roche
mère ou de mouvement le long des fractures dans la roche mère. [35]
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
42
IV.1.4. Hydrocarbures
L’étude des hydrocarbures, huile et gaz, peut apporter de grands bénéfices dans
l’exploration, en fournissant la preuve finale, c’est-à-dire, comment, où et quand les hydrocarbures
se déplace dans la subsurface. [13]
IV.2 Techniques d’Analyses Géochimiques
Le pétrole est un mélange de plusieurs composés organiques et généralement analyses des
points de vues organique et inorganique à travers des techniques variés. En particulier, le paramètre
optique de la Vitrinite Reflectance est largement utilisé pour obtenir les indications de la maturité et
des roches mères potentielles. Les composés organiques sont habituellement analysés par le Gas
chromatography et le Pyrolyse. Plus de détails sur l’analyse des composés organiques peuvent être
obtenus par le Gas Chromatography Mass Spectrometry. La Spectrometry est aussi largement utilisée
pour identifier les composés inorganiques à des niveaux de traces en concentrations. Le Mass
Spectrometry est utilisé pour des investigations isotopiques des pétroles brutes et des gaz naturels.
Les dispositifs particuliers, comme les renifleurs,… sont utilisés durant les prospections géochimiques
en surface. [15]
IV.2.1. Vitrinite reflectance
Le Vitrinite Reflectance (VRo) est généralement utilisé comme un indicateur thermique de
maturité. C’est une mesure du pourcentage de la lumière incident réfléchie d’une surface polie du
vitrinite. Le pourcentage maximum est de 15 pour le graphite. La réflectivité augmente largement
avec la température et le temps. C’est aussi une mesure de la maturité thermique d’une roche
sédimentaire contenant du kérogène. C’est un indicateur si une roche mère a été assez chauffée
pour produire de l’huile, huile et gaz, ou du gaz seulement. [16]
IV.2.2. Chromatographie en phase gazeuse, Pyrolyse et
Spectrométrie de Masse
IV.2.2.1. Chromatographie en phase gazeuse
La chromatographie en phase gazeuse (GC) est une technique de laboratoire qui sépare des
mélanges en des composants individuels comme les composés organiques du pétrole brut. Il est
utilisé pour identifier les composants et pour mesurer leurs concentrations.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
43
Pour se faire, on passe le mélange vaporisé (ou gaz) le long d’un tube contenant un matériel
qui retarde des composants plus que les autres. Après détection, le résultat est un chromatogramme,
où chaque pics représentent les différents composants du mélange initial. Le temps peut être utilisé
pour identifier chaque composant ; la taille des pics (hauteur ou surface) est une mesure de la
quantité.
Figure 23: Chromatogramme Type
[17]
IV.2.2.2. Pyrolyse
La pyrolyse est simplement l’éclatement d’une grande et complexe molécule en plus petite,
plus analytiquement utile par l’application de la chaleur. Quand l’énergie calorifique appliquée à une
molécule est supérieur à celles des énergies des liaisons spécifiques, ces liaisons seront dissociées
d’une manière prévisible et reproductible. Les molécules plus petites produites par cet éclatement
de liaison sont identifiées à l’aide d'un outil analytique choisi, et aide à la compréhension du
molécule initiale.
En pyrolyse-chromatographie en phase gazeuse (PyGC) les fragments générés par la pyrolyse
sont passées à travers le GC pour la séparation et l’identification. Fréquemment, les pics
remarquables dans les résultats des chromatogrammes ou pyrogramme sont facilement identifiable
et fournissent des informations structurales directes à propos des matériaux en train d’être
pyrolysés. [18]
Retention time
Sign
al in
ten
sity
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
44
IV.2.2.3. Spectrométrie de masse
La chromatographie en phase gazeuse couplé avec la Spectrométrie de Masse est un outil
simple pour séparer, quantifier et identifier les composants organiques volatile et les gaz.
La Spectrométrie de Masse (MS) est utilisée à identifier de divers composants depuis leurs
spectre de masse. Chaque composant a son unique ou presque unique spectre de masse qui peut
être comparé avec des données de mass spectrales et ainsi les identifiés. Par l’utilisation des normes,
la quantification est aussi possible.
La spectrométrie de masse a été plus puissante prouvé pour la caractérisation moléculaire
détaillée des mélanges complexes menant à une compréhension de la chimie derrière les processus
et à la détermination de composition moléculaire des produits. La spectrométrie de masse est
employée pour la découverte des éléments, des isotopes et d’autres propriétés physiques. [19]
La géochimie peut également expliquer comment optimiser le développement en prévoyant
des variations verticales et latérales.
IV.2.3. Détermination des SARA
L'analyse de SARA est essentielle pour l'interprétation des variations latérales et verticales.
En fait, plus le contenu d'asphalthènes comparé au saturé est élevé, plus, le pétrole brut est
considéré comme lourd et biodégradé. Ainsi, les asphalthènes et les saturés peuvent montrer les
variations géochimiques latérales et verticales dans le champ de Tsimiroro.
Le principe de l'analyse de SARA doit précipiter l'échantillon dissous dans du n-pentane
pendant au moins 2 heures suivies de filtration. Les filtrats rassemblés après des séparations sont les
Asphalthènes et les Maltènes. Les trois fractions restantes du maltènes sont : les saturés, les
aromatiques et les résines. Ces trois fractions sont séparées en utilisant la chromatographie sur
colonne. Enfin, le pesage de chaque fraction peut donner leurs pourcentages en masses.
𝑊𝑡% =𝑤
𝑊. 100 (11)
w: poids de chaque fraction (g)
W: poids de l’échantillon (g)
[26]
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
45
IV.2.4. Isotope de Carbone
Des pétroles bruts peuvent être caractérisés sur la base de l’abondance relative de l'isotope
stable de carbone. Les rapports d'isotope de carbone dépendent de l'environnement de dépôt, du
type de kérogène, des voies de migration et des types d'huile, aussi bien que l'âge de la roche mère.
Ils permettent également à une corrélation entre les huiles et la roche mère d’où ils sont dérivés.
[27]
Les variations isotopiques entre les saturés et les aromatiques sont dues: (1) à l’origine de
l’huile ; (2) la valeur isotopique absolue de l’huile ; et (3) la maturité de l’huile.
Les huiles d’origine terrigène et les matières organiques marines ont un rapport isotopique
différent entre les saturés et les aromatique.
La variable canonique (CV) est un paramètre statistique utilisée pour différencier les huiles
d’origine terrigènes et marines, et peut être définie par :
𝐶𝑉 = −2.53𝛿13𝐶𝑠𝑎𝑡 + 2.22𝛿13𝐶𝑎𝑟𝑜 − 11.65 (12)
Généralement, la CV est 0.47 qui a été considérée comme référence. Les valeurs de CV moins
de 0.47 indiquent des huiles d’origines marines, alors que les valeurs supérieures à 0.47 sont des
huiles d’origines terrigènes. [28]
L’évaluation des isotopes de carbone peut aussi montrer les niveaux de biodégradation des
puits de Tsimiroro par la variation des valeurs de δ13Csat et δ13Caro.
IV.2.5. Détermination de l’API
La densité API est mesurée à l’aide d’un hydromètre, qui consiste à peser le flotteur avec une
petite tige indicateur de diamètre au-dessus, illustré dans la figure 24. La tige est graduée pour
chaque unité de densité (API dans l’industrie pétrolière). Selon le principe d’Archimède, quand un
corps est plongé dans un fluide, il perd du poids équivalent au volume du liquide déplacé.
L’hydromètre est un corps à poids constant (force de flottabilité constante), ce qui déplacera
différentes volumes de fluides pour chaque densité. Donc, la quantité de la tige plongée est un
indicateur de la densité du fluide.
[29]
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
46
Figure 24: Hydromètre
[30]
Arbitrairement, la densité API est mesurée à 60°F ou 15.56°C, relative à la densité de l’eau à 60°F.
IV.2.6. Fluorescence
Tous les minéraux sont capables de réfléchir la lumière. C’est ce qui les rend visible à l’œil nu.
Ces minéraux sont capables temporairement d’absorber une petite quantité de la lumière et un
instant plus tard, de dégager une autre quantité à des longueurs d’ondes différentes. Ce processus
est appelé la vie. La vie de la fluorescence se réfère à la durée moyenne que les molécules restent
dans ses états excités avant d’émettre des photons.
Le changement de couleur des minéraux fluorescents sont plus spectaculaire quand ils sont
illuminés dans l’obscurité par des rayons ultraviolets (ne sont pas visible à l’œil nu) et ensuite ils
émettent des lumières visibles.
La fluorescence est utilisée pour la détermination de l’identité des minéraux. Le fluoroscope
est une machine qui est utilisée pour obtenir la fluorescence.
A Tsimiroro, la fluorescence est une méthode pour obtenir un « oil show » qui expose le
niveau de la biodégradation en fonction de la profondeur dans le réservoir d’Amboloando.
Le tableau suivant montre les différentes fluorescences de l’huile en fonction des API.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
47
Densité API Couleur de la Fluorescence
<10 Noir – Bitume
10 – 12 Marron sombre
13 – 16 Marron
17 – 20 Orange sombre
21 – 25 Orange
26 – 30 Jaune foncé
31 – 35 Jaune
36 – 40 Jaune pale
41 – 50 Paille
>50 Blanc bleuâtre
Table 5: Diagramme de Fluorescence
[31]
IV.2.7. Dean Stark
Cette méthode est utilisée pour mesurer les saturations de fluides dans un échantillon. La figure
suivante montre l’appareil utilisé.
Figure 25: Appareil Dean Stark
Le Dean Stark est une méthode précise mais prend beaucoup de temps. La vapeur du solvant s’élève
à travers la carotte et expulse l’huile et l’eau. Le eau est condensée et collecté dans un cylindre
gradué. Le solvant et l’huile continue leurs cycles à travers un cycle d’extraction. Le solvant type est
le toluène, miscible avec l’huile mais pas avec l’eau.
La formule suivante est utilisée pour mesurer les saturations en huile et en eau.
Water
Condenses
Hot toluene
distilled H2O Thimble – Sized
Sample Toluene Leaches
water and oil out of
sample
Toluene
CHALEUR
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
48
𝑆𝑜 =𝑊𝑤𝑒𝑡−𝑊𝑑𝑟𝑦−𝑊𝑤𝑡𝑟
𝑉𝑝.𝜌𝑜 (13)
So: Saturation en huile (%)
Wwet: Masse de l’échantillon saturé (g)
Wdry: Masse de l’échantillon sec (g): obtenu après séchage
Wwtr: Masse de l’eau (g) = saturation en eau*densité de l’eau
Vp: Volume de pore (cc): (Mass de l’échantillon resaturé – Wdry)/densité de l’eau
ρo: Densité de l’huile (g/cc)
𝑆𝑤 =𝑉𝑤
𝑉𝑝 (14)
Vw: Volume d’eau (l)
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
49
Chapitre V: Etude Analogue: Peace River
Les sables bitumineux de Peace River situés dans l’Alberta, Canada sont les plus petits des
quatre grands dépôts dans la formation sédimentaire canadienne occidentale de bassin tels que
celles d'Athabasca, Cold Lake et de Wabasco. [20]
Selon les économistes pétroliers, les sables bitumineux sont trouvés dans plus de 70 pays,
mais le volume trouvé dans ces quatre régions couvre ensemble une aire d’environ 77000 km² [21]
En 2007, le « World Energy Council » a estimé que ces aires de sables bitumineux
contiennent au moins deux tiers de la découverte mondiale de bitume. Ces réserves initiales d’huiles
de 260.000.000.000 mètres cubes sont comparable aux réserves mondial totales d’huile
conventionnelle. On utilise une méthode améliorée ou « Enhanced Oil Recovery » pour récupérer les
bitumes des réservoirs souterrains. Les dépôts de Peace River sont considérés comme trop profonds,
et sont exploités in situ en utilisant le « Steam Assisted Gravity Drainage » (SAGD) et le « Cold Heavy
Oil Production with Sand » (CHOPS).
[22]
L’illustration suivante donne les variations de la densité API en fonction du temps dans les sables de
Peace River
Figure 26: Variation de l’API à Peace River
[23]
Durant l’exploitation des huiles Lourdes et bitumes par la chaleur, l’élévation des
températures et des pressions, et possiblement les effets catalytiques des matrices de roches,
peuvent conduire à des changements significatifs dans le pétrole brut, pas seulement physique, mais
aussi chimiques. L’influence de la biodégradation sur la composition du pétrole brut peut être vue
clairement par sa distribution moléculaire.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
50
Les bitumes de Peace River montrent la disparition complète des n-alcanes, les alcanes
isoprénoides (Pristane et Phytane), qui sont des indicateurs d’un niveau de biodégradation d’au
moins 5 dans l’échelle de Peters et Moldovan (1993). En effet, les n-alcanes, si non dégradés, sont
généralement les plus abondants hydrocarbures saturés dans le pétrole brut.
Les caractéristiques des huiles lourdes sont définies par les variations des propriétés des
fluides résultant des divers niveaux de biodégradation du pétrole. Ces variations sont non seulement
importantes en aidant à prévoir les propriétés des fluides, mais peut aussi être employées pour
simuler la production le long du puits utilisant un compile de modèles simples et des données
géochimiques obtenus depuis les fluides produits.
Les méthodes d’analyses de l’huile lourde et du bitume sont similaires pour obtenir les
variations latérales et verticales dans la composition de l’huile et des propriétés de fluides. [24]
V.1 Variations latérales en huile et en fluide à Peace River
Les études des bitumes extraits des cuttings des puits horizontal de Peace River, suggèrent
que des variations subtiles du niveau de biodégradation et des propriétés des fluides existent le long
de la section du puits horizontal.
La figure ci-dessous illustre plusieurs m/z et m/z 231 chromatogrammes de masse (fraction
aromatique de l’hydrocarbure) montrant l’alcylbenzènes (en dessus du puits) et le triaromatique
stéroïde (en dessus du puits), respectivement, le long du forage horizontal pour des bitumes extraits
des cuttings à des distances du puits.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
51
Figure 27: m/z 105 et m/z 231 chromatogrammes de masse montrant l’alcylbenzènes et du
distribution de la triaromatique steroïde
[24]
D’après la figure 25, les hydrocarbures résistants comme le triaromatique stéroïde, sont
largement inaltérés et ne montre pas des changements significatifs le long du puits horizontal.
D’autres parts, les hydrocarbures légers comme la distribution des alcylbenzènes montrent des
variations significatives, impliquant des variations de la biodégradation du pétrole. Ces variations de
l’huile peuvent assister à la prédiction des propriétés des fluides.
V.2 Variations Verticales en Huile et en Fluide à Peace River
Les variations des compositions du pétrole sont non seulement latérales, mais aussi verticale.
Les variations verticales peuvent être régionales ou locales.
Quelques auteurs suggèrent que le mélange des huiles fraiches et dégradés ayant atteint la
température maximale durant une certaine période, généralement, explique la plupart des variations
compositionnelles des réservoirs de pétrole.
On observe des gradients compositionnels verticaux dans la colonne d’huile, où l’huile moins
visqueux occupe la partie supérieure de la colonne avec une augmentation progressive de la viscosité
vers le contact eau-huile, comme le cas de Peace River, ont été démontrés. Les gradients
compositionnels dans les champs d’huile lourde sont observés parce que les composants facilement
dégradés et réactifs tels que les n- et isoprénoïde alcanes et des naphtalènes diminuent dans la
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
52
concentration, tandis que les nouveaux composés comme le 25-norhopanes tendent à augmenter
vers le contact eau-huile (OWC), où des nutriments sont fournis pour maintenir le métabolisme des
micro-organismes.
Pour étudier ce phénomène, l’analyse de bitumes de Peace River extraite des carottes des
puits verticales montre des variations en concentration des naphtalènes (ppm), viscosité (cp), densité
(API) et des chromatogrammes (TIC) à des profondeurs différents de 25 m d’épaisseur individuels de
colonne d’huile. Il peut être clairement vu que l’épaisseur totale de la colonne d’huile de 25 m a été
dégradée, avec un degré de biodégradation qui s’augmente avec la profondeur. Le top et la base de
la colonne affiche un niveau de biodégradation de 5 dans l’échelle de « Peters et Moldowan », mais
la partie supérieure contient encore du pétrole léger comme les naphtalènes. Les concentrations de
l’alcylnaphtalènes à Peace River diminuent de 3547 µg/g au top jusqu’à 247 µg/g vers la base de la
colonne, dues à la biodégradation au contact eau-huile. Similairement, la densité API décroît de 10° à
6° vers la base de la colonne. A une température de 20°C, la viscosité au top de la colonne est de
45000 (cp) et affiche une augmentation de 2.190.000 (cp) vers la base de la colonne d’huile.
Ces variations compositionnels de la colonne d’huile sont affichées dans la figure suivante.
Figure 28: Variations Compositionnelles de la colonne
[24]
Dans une autre vague de l’étude analogue du sable de Peace River, un réservoir
compartimenté étant produit à partir de deux zones productrices a été séparé par une barrière
d’argile expose des huiles dégradés dans la partie inférieure car en contact avec de l’eau. Des
gradients compositionnels verticale a montré des variations en composition des hydrocarbures. Le
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
53
rapport du 1-méthyle dibenzothiopène par du 4-méthyle dibenzothiopène (1MDBT/4MDBT)
augmente avec l’élévation de la biodégradation dû à la disparition rapide du 4MDBT. Le rapport
1MDBT/4MDBT a atteint sa valeur maximale dans la partie inférieure, indiquant que cette zone est
plus dégradée que l’autre. L’huile résiduelle dans la partie supérieure est plus préservée,
probablement à cause de la barrière qui agit comme sous couverture et ralentie la biodégradation
dans la direction verticale.
Figure 29: Abondance de chaque Molécule dans le puits A
Cette figure affiche que l’huile en dessus de la barrière est plus préservée à la biodégradation
comparée à la partie inférieure qui est en contact avec l’eau. Cette théorie est prouvée par le taux de
4DBT élevé dans la partie supérieure, en contraste avec la partie inférieure à cause de la
biodégradation en dessous de la barrière.
Similairement, le résultat du rapport 1MDBT / 4MDBT est maximum dans la partie inférieure.
[25]
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
54
Partie 3: ANALYSES
GEOCHIMIQUES DE
TSIMIRORO
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
55
Chapitre VI: Méthodologie & Résultat de
Laboratoires
L’évaluation des variations horizontales et verticales des fluides parmi des unités de réservoir
aide efficacement à la gestion de la production de pétrole.
L’objectif de ce mémoire étant de donner des interprétations à propos des variations
latérales et verticales à partir de plusieurs analyses du cas de Tsimiroro. Ces variations seront
démontrées en se basant sur des différentes analyses du pétrole brut incluant la détermination des
SARA, isotopes de carbone, fluorescence et la détermination de l’API.
En outre, les résultats de laboratoires seront décrits avant de donner les interprétations de
ces variations.
VI.1 Résultats de Laboratoires
Nombreux analyses de l’huile lourde ont été utilisés pour se focaliser sur les variations
latérales et verticales en qualité d’huile de Tsimiroro.
VI.1.1. Résultats pour les variations latérales
Le tableau suivant est utilisé pour tracer une carte de variation latérale en fonction de l’API
dans le SFP.
Sample ID API Gravity Labs
OBSF5 21.50 GHGEOCHEM LTD
OBSF6 22.00 GHGEOCHEM LTD
Well T4 15.44 Shell
Well TO-1 16.13 Shell
Table 6: Densité API dans le SFP
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
56
Le tableau suivant est dérivé des analyses d’huile lourde fait par GHGEOCHEM LTD. Il illustre
les valeurs des composés SARA et l’isotope de carbone du brut dans les puits du SFP à Tsimiroro.
Sample ID
Profondeur %Sats %Arom %NSO %Asph 𝛅𝟏𝟑𝐂𝐬𝐚𝐭 𝛅𝟏𝟑𝐂𝐚𝐫𝐨
PSF-1 A la tête de puits 45.63 42.46 7.93 3.98 -33.01 -31.01
ISF-3 A la tête de puits 48.48 35.5 11.69 4.33 -32.87 -30.99
ISF-5a A la tête de puits 50.76 30.3 15.15 3.79 -32.62 -30.98
PSF-13 A la tête de puits 47.33 33.85 13.96 4.86 -33.15 -31.43
PSF-14 A la tête de puits 49.64 34.15 11.08 5.13 -33.56 -32.06
PSF-2 A la tête de puits 44.02 34.69 9.33 11.96 -32.94 -31.28
PSF-8 A la tête de puits 39.8 27.15 12.93 20.12 -33.24 -31.3
PSF-12 A la tête de puits 53.8 23.98 16.37 5.85 -33.02 -31.4
PDF-15 A la tête de puits 35.14 31.84 23.58 9.44 -32.91 -31.25
AO36-01 Dans les suintements 35.96 41 13.81 9.23 -34.79 -31.34
AO59-06 Dans les suintements 37.95 35.54 12.8 13.71 -35.35 -31.04
Table 7: Données de composition de l’huile et de l’isotope de carbone dans les puits du SFP
[32]
Le tableau suivant est une moyenne des SARA de nombreux puits autour du SFP.
Sample ID Saturé % Aromatique % Résine % Asphalthène %
P1-1 36,62 27,47 12,96 22,96
P1-2 30,47 33,74 15,26 20,54
P1-3 35,05 19,20 13,09 32,67
TF5 28,27 17,56 25,87 28,29
TW2 25,93 37,27 36,80
TW9 26,63 40,77 32,60
ISF 49,62 32,9 13,42 4,06
PSF 45,05 32,59 13,60 8,76
SFP 47,34 32,74 13,51 6,41
Table 8: Taux des SARA à l’intérieur et autour du SFP
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
57
VI.1.2. Résultats des variations verticales
Les tableaux suivants illustrent les taux de SARA dans les puits TW2 et TF5. Ces tableaux sont
utilisés pour avoir les variations verticales de ces puits.
Profondeur (m) Saturés Aromatiques Résines & Asphalthènes
TW2
226.91 33.5 39.4 27.1
230.42 19.1 30.9 50
237.86 25.2 41.5 33.3
Table 9: Variation des SARA avec la profondeur dans le puits TW2
[36]
Profondeur (m) Saturés Aromatiques Résines Asphalthènes
TF5
177.37 – 178.10 29.17 15.68 32.84 22.31 178.78 – 181.20 38.76 22.35 28.95 9.94 203.22 – 203.65 27.07 23.75 13.87 35.31 209.36 – 209.76 23.58 9.30 21.90 45.22 216.93 – 217.7 22.79 16.73 31.81 28.67
Table 10: Variation des SARA avec la profondeur dans le puits TF5
[34]
Ensuite, le tableau suivant montrera les saturations en huiles et eau, le rapport
SAT/NSO+ASPH qui montre la qualité d’huile et les perméabilités de chaque couche.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
58
Puits Profondeur
(m) Formation
K (mD)
Swater (%)
Soil (%) Saturé Aromatique NSO Asphalthène NSO+Asph 𝑺𝑨𝑻
𝑵𝑺𝑶 + 𝑨𝑺𝑷𝑯 Commentaires
P1-1
31.87 – 32.00 Ankaramenabe
Supérieure 878 4,2 - 25 0,1 - 27.6
20,58 19,4 13,15 46,87 60,02 0.34
52.90 – 53.00 Ankaramenabe
Supérieure 0,31 40,3 36.1 35,05 26,44 10,14 28,37 38,51 0.91
84.91 – 85.03 Ankaramenabe
inférieure 14 6-13 31-38 40,83 32 16,92 10,25 27,17 1.50 Ankaramenabe Inférieure
possible isolé avec une couche impermeable (1-14 mD)
152.97 – 153.08
Amboloando 105 1,7 57.4 50 32,03 11,62 6,35 17,97 2.78 Intervalle d’huile
P1-2 121,78-121,95 Amb3 86 ~10 ~61 32,59 37,4 15,07 14,94 30,01 1.09
Amboloando 3 possible isolé du réservoir
181,10-181,26 Amboloando 128 ~6 ~38 28,34 30,08 15,44 26,14 41,58 0.68 Zone de Transition
P1-3
25.07 – 25.17 Ankaramenabe
Supérieure 262 52,6 26.8 26,83 13,81 14,81 44,55 59,36 0.45
81.23 – 81.33 Amboloando 117 44,4 16.9 43,27 24,58 11,37 20,78 32,15 1.35 Amboloando 3 possible isolé du
réservoir
OBSF5 187 Amboloando 37,44 16,86 22,53 23,17 45,7 0,82
OBSF6 119 53,11 34,25 10,5 2,14 12,64 4,20
175 Amboloando 51,15 30,92 14,45 3,48 17,93 2,85
SFP Oil Interval Amboloando 70 - 75 47,34 32,74 13,51 6,41 19,92 2.38 Intervalle d’huile
T4 97 – 160 Amboloando ~70 65,5 22,3 12,25 34,55 1.9 Intervalle d’huile
TF5
177,37-178,10 Amboloando 4.34 29,17 15,68 32,84 22,31 55,15 0.53
178,78-181,20 Amboloando 4.13 38,76 22,35 28,95 9,94 38,89 0.99
203,22-203,65 Amboloando 388 20.34 27,07 23,75 13,87 35,31 49,18 0.55
209,36-209,76 Amboloando 2300 29.02 23,58 9,3 21,9 45,22 67,12 0.35
216,93-217,7 Amboloando 23.86 22,79 16,73 31,81 28,67 60,48 0.38
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
59
TO-1 95.5 - ? Amboloando 129 ~25 ~70 36 34 21 9 30 1.2 Intervalle d’huile
TW2
226.91 Amboloando 32,4 60,5 39,5 33,5 39,4 27,1 27,1 1.24 Réservoir possible isolé par une
couche imperméable
230.42 Amboloando 19,1 30,9 50 50 0.38
237.86 Amboloando 432 27,5 72,5 25,2 41,5 33,3 33,3 0.76 Saturation en huile élevée
TW3 106 Amb3 6,96 97,7 0,3 41 36,9 22,1 22,1 1.86 Amboloando 3 possible isolé du
réservoir
TW9 64.92 Amboloando 210 38,2 61.8 29,9 46,3 23,8 23,8 1.26
84.6 Amboloando 476 39,3 60.7 28,1 46,9 25 25 1.12
TW10 115.03 Amboloando 3540 64 36 28,7 43,3 28 28 1.025 Structure de Maroaboaly
TF2
94.37 – 95.03 Amboloando 11.38 11,6 2,11 11,41 74,88 86,29 0.13
96.77 – 97.65 Amboloando 28.34 24,52 4,79 21,38 49,31 70,69 0.35
97.65 – 98.51 Amboloando 5.63 18,91 6,28 27,03 47,78 74,81 0.25
TF3 168.95 – 169.37
Amboloando 10.34 25,95 13,66 37,04 23,35 60,39 0.43
TF9B
111.99 – 112.38
Amboloando 505 5.87 31,55 19,97 15,49 32,99 48,48 0.65
122.75 – 123.44
Amboloando 2270 8.27 23,86 8,86 17,03 50,25 67,28 0.35
303.63 – 304.03
Isalo1 4.30 20,56 8,88 27,96 42,6 70,56 0.29
307.49 – 308.14
Isalo1 12.41 22,01 5,74 31,11 41,14 72,25 0.30
TF8 80.06 – 80.61 Ankaramenabe
? 77,1 18.17 30,13 11,06 33,17 25,64 58,81 0.51
TF10
66.10 – 66.58 Ankaramenabe
? 77,2 70,9 29,1 39,59 11,08 24,7 24,63 49,33 0.80
238.43 – 238.85
Amboloando? 47,81 16,76 24,64 10,79 35,43 1.35
Table 11: Résumé des propriétés d’huile dans les puits de Tsimiroro
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
60
Chapitre VII: Variation Géochimique
Latérale et Verticale de l’Huile Lourde à
Tsimiroro
VII.1 Variation Géochimique Latérale à Tsimiroro
Les variations latérales en qualité d’huile à Tsimiroro peuvent être dues aux variations du
niveau du contact eau-huile. La variation du niveau de l’eau ou de la zone de transition peut être
causée par l’influence des activités volcaniques comme les dykes (parce que les dykes peuvent
compartimenter le réservoir et peuvent contribuer à la variation du niveau de l’eau.)
Pour la suite, les variations latérales des puits de Tsimiroro peuvent être définies par le degré
API, l’isotope de carbone et les taux de SARA.
VII.1.1. Variation de l’API
Figure 30: Variation de l’API dans le bloc 3104
INC
REA
SIN
G B
IOD
EGR
AD
ATI
ON
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
61
Cette figure montre la variation latérale de la densité API dans le bloc 3104 et dans
Bemolanga. Comme remarqué sur cette carte, du Nord au Sud, les sables de Bemolanga sont
fortement dégradés car leurs densités API varient entre 5 à 13.
Puis, dans le bloc 3104, spécialement à l’intérieur ou en dehors du SFP, la densité API est
rangée entre 13 à 16. Cette huile est considérée comme huile lourde qui a une valeur supérieure à
celle de Bemolanga. Finalement, dans le Sud du bloc, de l’huile légère a été enregistrée. L’huile
légère a été vue à Manandaza et considérée comme plus commerciale. La tendande de la
biodégradation est du Sud au Nord.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
62
La figure suivante montre la variation latérale de la densité dans le SFP
Figure 31: Carte de densité à Tsimiroro
SFP 14.56 °API Storage
Well TO-1 16.13 °API
Amboloando SST
Well T4 15.4°API
Amboloando SST
Well P1-1 15°API Top
Amboloando
Well P1-3 15°API Top
Amboloando
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
63
Cette carte montre les variations de l’API à Tsimiroro. Les échantillons récupérés de P1-1 et
P1-3 viennent des grès du Mokara ou du Top Amboloando. Ces échantillons n’ont pas les mêmes
profondeurs mais de formation identique. Cela peut se produire à cause d’une faille probable entre
P1-1 et P1-3. Les densités API de ces puits sont similaires car la taille des grains des grès dans le
Mokara tend à être très étroite, qui signifie qu’ils sont capables de résister au rinçage de l’eau et
moins susceptible à la biodégradation.
Récemment, deux échantillons d’huiles collectés à la surface d’une carotte fraiche de l’OBSF5
– 6. Ces huiles circulent avec des densités API de 20 – 23 à partir des données de chromatographie en
phase gazeuse. Ces deux huiles sont essentiellement les mêmes, exceptées celui de l’OBSF5 qui
affiche des déficiences en saturés et aromatiques comparés à l’OBSF6. Les échantillons d’huile de
l’OBSF5 ont été collectés plus profond (187m) que ceux de l’OBSF6 (119m), et plus voisin de la zone
de transition. Ces échantillons d’huiles plus légères indiquent l’hétérogénéité de fluide dans le
réservoir d’Amboloando, avec une viscosité faible qui correspond à une probable migration
secondaire. L’huile moins visqueuse a été sélectivement expulsée de la carotte à cause de sa mobilité
élevée.
VII.1.2. Isotope du Carbone
D’après le paragraphe (IV.2.8.) du chapitre 4, l’isotope de carbone peut montrer la source de
l’huile mais peut aussi définir la localisation des puis plus dégradés. L’illustration suivante montre la
distribution spatiale de l’isotope de carbone dérivé du tableau 6.
Figure 32: Projection de l’isotope de carbone
CV=0.4
7
OBSF5
AO seeps
ISF
OBSF6
PSF wells
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
64
[32]
D’après cette figure, ces puits sont trouvés dans la zone non-marine, donc, considérés que
les échantillons viennent d’une roche mère terrigène.
Similairement, les valeurs du CV des huiles examinées dans le SFP est supérieire à 0.47 qui
indiquent que la source est terrigène.
𝐶𝑉 = −2.53𝛿13𝐶𝑠𝑎𝑡 + 2.22𝛿13𝐶𝑎𝑟𝑜 − 11.65
= −2.53 ∗ (−33.03) + 2.22 ∗ (−31.86) − 11.65 = 1.1867
𝐶𝑉 = 1.1867 > 0.47: Roche mère non-marine
D’autre part, les échantillons des AO seeps sont plus dégradés car leurs pourcentages en
δ13Csat sont inférieurs à ceux des autres échantillons. D’où, le processus de biodégradation
augmente avec la diminution de la valeur du δ13Csat.
VII.1.3. Taux des SARA
Les taux de SARA sont aussi des facteurs qui peuvent montrer les variations latérales. La
figure suivante montre les taux de SARA des puits du SFP. Ce graphe est dérivé de la distribution des
taux de SARA dans le tableau 6.
La figure ci-dessous ne montre pas les taux de SARA dans l’OBSF5 et OBSF6 car ces
échantillons viennent des huiles les moins dégradés.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
65
Figure 33: Variation Latérale des taux de SARA dans le SFP
D’après cette figure, PSF-12 a l’huile le moins dégradé et PSF-8 est le plus dégradé parce
qu’ils présentent respectivement, un pourcentage élevé de saturé et d’asphalthène.
0
10
20
30
40
50
60
PSF-1
ISF-3
ISF-5a
PSF-13
PSF-14
PSF-2
PSF-8
PSF-12
PSF-15
Well TO 1
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
66
Figure 34: Lateral variation of SARA content around the SFP
Similairement à la figure 33, cette illustration montre les variations des SARA autours du SFP.
Cette figure expose que l’huile le plus intéressante se trouve dans les puits du SFP.
Pour la suite, les variations latérales des SARA seront présentées par des diagrammes
ternaires et des cartes.
Diagramme Ternaire
Le diagramme ternaire est composé des pourcentages en saturés, aromatiques, résines et
asphalthène. Leurs sommes donnent 100%.
Dans d’autres côtés, la saturation en huile est très importante pour montrer les qualités
d’huile. Si la saturation en huile est supérieure à 60%, la qualité de l’huile est considérée comme
favorable ; d’autre part, si la saturation en huile est inférieure à 40%, l’huile est considérée comme
dégradée.
Les diagrammes ternaires ci-après présenteront : la formation Ankaramenabe et les grès
d’Amboloando.
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
50,00
Saturate Aromatic Resin Asphalthene
TF5
TW2
TW9
P1-1
P1-2
P1-3
SFP
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
67
Ankaramenabe
Figure 35: Diagramme Ternaire de la formation Ankaramenabe
Cette figure expose les variations des SARA dans la formation Ankaramenabe. Les saturations
en huile trouvés à Ankaramenabe sont inférieures à 40% car cette formation est exposée à la surface
et subie des eaux d’infiltration météoriques.
D’autres part, quelques intervalles du puits P1-1 présentent de bonne huile car la
perméabilité est inférieure à 50 mD, donc, peut résister au rinçage des eaux.
Ces variations des SARA ci-dessus seront ensuite représentées par des cartes.
P1-1 (84,91-85,03m), K=14 mD
P1-1 (50,90-53,00m), K=0,31 mD
P1-1 (31,87-32m), K=878 mD
P1-3 (25,07-25,17m), K=262 mD
TF8 (80,06-80,61m), K=77,1 mD
TF10 (66,10-66,58m), K=77,2 mD
Saturation en huile < 40 % ;
avec K>50mD
Saturation en huile < 40 % ; avec K<50mD
100 0
100
0 100
0
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
68
Figure 36: Distribution des SARA dans la formation Ankaramenabe
P1-1 (52,90-53,00m) with low
K=0,31 mD
P1-1 (31,87-32m) with
K=878mD
P1-1 (84,91-85,03m) with low
K=14mD
P1-3 (25,07-25,17m) with
K=262mD
TF10 (66,10-66,58m) with
K=77,2mD
TF8 (80,06-80,61m) with
K=77,1mD
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
69
Amboloando
Figure 37: Diagramme ternaire d’Amboloando
Cette figure montre les taux de SARA dans le réservoir d’Amboloando.
Le réservoir d’Amboloando présente : une saturation en huile supérieure à 60% et moins de 40%.
Les huiles dans les puits TW2 et TW3 ont des faibles perméabilités et présentent de bonnes huiles.
Les cartes suivantes présenteront ces variations en SARA dans le réservoir Amboloando.
P1-1
SFP
TF10
TO-1
P1-2
T4
TW9
TW3
TW2
TW10
TW2
TF5
P1-3
TF9B
TF3 TF2
Amboloando Perméabilité faible
Amboloando Saturation n huile > 60 %
Amboloando Saturation en huile < 40 %
100 0
100
0 100
0
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
70
Figure 38: Amboloando Saturation en huile > 60%
TF10 (238,43-238,85m)
SFP (intervalle d’huile)
P1-1 (152,97-153,08m) avec
K=105mD
TO-1 (95,5-?m) avec K=129mD
T4 (97-160m)
P1-2 (121,78-121,95m)
Amboloando3, avec K=86mD
TW9 (84,6m) avec K=476mD TW9 (64,92m) avec K=210mD
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
71
Figure 39: Amboloando Saturation en huile < 40%
TF5 (216,93-217,7m)
TF5 (178,78-181,21m)
TF5 (177,37-178,10m)
TW2 (226,91m), K=32,4mD
TF5 (203,22-203,65m) avec
K=388mD
P1-2 (181,10-181,26m) avec
K=128mD
TF5 (209,36-209,76m) avec
K=2300mD
TW2 (230,42m)
TF2 (96,77-97,65m)
TF2 (97,65-98,51m)
TF2 (94,37-95,03m)
TF3 (168,95-169,37m)
TW2 (237,86m), K=432mD
TW3 (106m) , Amboloando3,
K=6,96mD
P1-3 (81,23-81,33m),
K=117mD
TF9B (122,75-123,44m) K=2270mD
TF9B (111,99-112,38m) K=505mD
TW10 (238,43-238,85m)
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
72
Figure 40: SAT/NSO+ASPH Distribution Spatiale
Well TF3 core 168.95-169.37m
Well TW1 crudes 210,65m
Well P1-1 core
Well P1-2 core
Well P1-3 core
TW9 crudes
Well TW3 crudes at 111.46 m
Well TF8 core 80.06-80.61 m
TW10 crudes
SFP, from Storage
TO-1, crudes
95,5- ?m T4, crudes
97- 160m
TF5, Core
TW2, crudes
230,78m
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
73
La figure 40 illustre la distribution spatiale de SAT/NSO+ASPH. Ce rapport est utilisé pour le
calcul des qualités d’huiles. Si ce rapport est élevé, la qualité d’huile est bonne ; d’autre part, si ce
rapport est faible, l’huile est dégradée à cause du pourcentage élevé en NSO+ASPH.
VII.2 Variation Géochimique Verticale à Tsimiroro
La variation géochimique verticale est définie par le processus de biodégradation. La figure
suivante montre les variations des densités API et des viscosités dans le puits T0-1.
Figure 41: Variation Verticale dans le puits T0-1
Cette figure montre que la qualité d’huile décroît vers la direction du contact eau huile ou la
zone de transition (TTZ) due à la biodégradation. D’après cette figure, la colonne d’huile lourde
apparaît vers le contact eau huile et que l’intervalle favorable pour l’exploitation est
approximativement entre 99 – 143 m. L’acquisition ces variations verticales dans d’autres puits dans
le SFP prouve que la biodégradation se produit dans le bloc 3104.
Pour la suite, les variations verticales des SARA est des saturations d’huiles seront exposés.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
74
VII.2.1. Taux des SARA
VII.2.1.1. Variation Verticales dans l’OBSF5
La figure suivante est un log synthétique du puits OBSF5 qui montre les variations des
qualités d’huiles avec la profondeur par la méthode de fluorescence.
Figure 42: Log des Qualités d’huiles dans l’OBSF5
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
75
La qualité d’huile est figurée dans la partie gauche de cette figure par la méthode de
fluorescence. La qualité d’huile dans cette figure est classifiée de trace à excellent. La partie verte est
considérée comme huile lourde, et la partie sombre est du bitume. D’après ce log synthétique, la
qualité d’huile décroît avec la profondeur, spécialement dans la zone de transition en dessous du
niveau d’eau. L’huile la plus dégradée se trouve à 187 m de profondeur.
Nous pouvons aussi dire que quelques huiles bonnes sont présentes dans la zone d’eau en
dessous d’une couche imperméable. Ceci indique que des huiles non dégradées sont piégées par des
argiles dans l’aquifère.
VII.2.1.2. Variation Vertical dans le puits TF5
Figure 43: Variation des SARA dans le TF5 avec la profondeur
L’analyse des carottes prouve que les huiles enregistré dans le TF5 a une saturation en huile
entre 10-40% tandis que la saturation en eau est d’environ de 70%.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
76
Cette faible saturation en huile se traduit par un processus de biodégradation élevé et qui
implique un faible taux de saturé et d’aromatique comparé à un pourcentage élevé de résine et
d’apshalthène. La partie inférieure du réservoir a subi une dégradation intense. Cette dégradation
dans la partie inférieure est causée par un rinçage intense avec de l’eau dans l’aquifère. La figure 43
illustre que le pourcentage d’asphalthène augmente dans la zone profonde.
VII.2.1.3. Variation Vertical dans le puits TW2
:
Figure 44: Variation des SARA dans le puits TW2 avec la profondeur
Cette figure montre les variations verticales dans le puits TW2. D’après cette figure, le TTZ est
loclisé à 230 m de la surface parce que les saturés décroît près de cette zone, tandis que les
asphalthènes augmentent. Ici, l’huile non dégradé est à 237.8 m à cause d’une mince couche d’argile
en dessus.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
77
VII.2.2. Saturation de l’huile lourde
VII.2.2.1. Saturation en Huile Lourde < 40%
Plusieurs puits à Tsimiroro ont des saturations d’huiles inférieures à 40%.
D’après le tableau ci-dessous, les puits P1-1, P1-3 et TW9 ont des saturations inférieures à
40%. Tandis que, la colonne d’huile dans le puits TF5 (185-213m) plonge dans de l’eau, donc, l’huile
est très dégradée.
VII.2.2.1. Saturation en Huile Lourde > 60%
Dans le puits T0-1, la meilleure huile se trouve à 90 – 171 m de la surface avec une saturation
en huile supérieure à 60%. Soudain, la saturation en huile décroît en dessous de 171m due à la zone
de transition. Donc, le TTZ se trouve à 171m.
Similairement, la meilleure huile du P1-1 se trouve à 108-171m. En dessous de cette zone, la
saturation en huile diminue à cause de la zone de contact eau-huile.
La meilleure huile de TW9 se trouve à 63-93m.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
78
Figure 45: Saturation en huile de plusieurs puits.
100,00
110,00
120,00
130,00
140,00
150,00
160,00
170,00
180,00
190,00
200,00
0 20 40 60 80
%
P1-1 So
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
80,00
90,00
100,00
0,0 20,0 40,0 60,0 80,0
%
P1-3 So
180
185
190
195
200
205
210
215
220
0
%
TF5 Sro
100
60
65
70
75
80
85
90
0
%
TW9 So
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
0
%
TO-1 So
So
MD (m) MD (m)
100
MD (m)
100
MD (m) MD (m)
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
79
CONCLUSION
Ce présent mémoire a exposé que Tsimiroro comme d’autres champs d’huiles lourdes est
sujet de variations latérales et verticales. Ces variations dans le bloc 3104 sont principalement
causées par la biodégradation. La biodégradation se produit quand l’huile est en contact avec l’eau
(météorique ou aquifère). Comme dit dans le chapitre 3, la biodégradation déclenche une
augmentation de l’asphalthène et relativement une diminution des composés saturés.
Les mesures des SARA ont été analysées et compilés. L’huile le plus dégradé est trouvée dans
la formation Ankaramenabe qui subit les eaux météoriques d’infiltration. Quelques huiles non
dégradées sont trouvées dans les grès avec une faible perméabilité et qui est sujet d’un faible
rinçage avec de l’eau.
Le réservoir d’Amboloando est protégé de l’eau d’infiltration par l’unité épais de la formation
Mokara, et qui agit comme la couverture du réservoir. Dans ce réservoir, la qualité de l’huile varie
avec la profondeur. Ici, la biodégradation est plus importante au niveau de la zone de transition dans
la partie inférieure de la colonne. Habituellement, les réservoirs avec une faible saturation en huile
contiennent des taux d’asphalthènes élevés et des saturés faibles, à cause de la biodégradation où la
saturation en eau est élevée. D’autre part, la meilleure huile est principalement trouvée dans le
réservoir d’Amboloando avec une bonne saturation en huile où le contact avec l’eau est mineur.
Quelques meilleures huiles sont aussi trouvées dans les grès à faible perméabilité, où,
probablement le rinçage avec l’eau est moindre. Ces faibles perméabilités dans le réservoir sont
spécialement trouvées dans la partie supérieure de la formation Amboloando aussi appelée « Top
Amboloando », relatif à la base du Mokara.
Des analyses d’huiles récentes entrepris des puits d’observations dans le SFP ont prouvé que
des huiles mobiles avec une densité élevée (estimées à 20-23°API) sont présentes dans le réservoir
d’Amboloando. Ces huiles récentes peuvent provenir de migration secondaire. Ici la biodégradation a
eu comme conséquence des pertes mineures des n-alcanes.
D’un autre volet, la meilleure huile dans le bloc 3104 de Tsimiroro est trouvée dans le SFP. Il
a la meilleure huile car son pourcentage en hydrocarbure léger est élevé avec un faible taux d’huile
lourde dans cette zone.
Finalement, la compréhension des variations latérales et verticales des qualités d’huile à
Tsimiroro est très importante pour l’optimisation de la production, reliée aux variations de la
viscosité et à la différence de la valeur marchande du pétrole brut. Ceci requière d’autres analyses
spécialement avec des échantillons d’huiles pris à des profondeurs différents. Donc, l’emploi de la
géochimie pour donner ces variations en qualité d’huile peut donner la localisation de l’huile
favorable et la profondeur de l’intervalle de la meilleure huile.
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
80
REFERENCES
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[17] : http://www.chem.agilent.com/library/usermanuals/public/g1176-90000_034327.pdf
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20131125.pdf
[23]: http://www.crudemonitor.ca/crude.php?acr=PH
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
81
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[27]:http://www.academia.edu/553642/GEOCHEMISTRY_OF_CRUDE_OIL_SAMPLES_FROM_THE_IRA
NIAN_SECTOR_OF_THE_PERSIAN_GULF
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PhDThesis-by-Rzger-Abdulla-1.pdf
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Madagascar; Oil geochemistry.pdf
[33]: Internal Document, Appraisal Report, Block 3104 Tsimiroro, May 2014
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International Oil Company, May 1999, Block 3104 Hunt-Evaluation of Oils Recovered from Six
Wells from the Tsimiroro Region May99.pdf
[35]:http://www1.uis.no/Fag/Learningspace_kurs/PetBachelor/webpage/tech%5CReservoir%5CDivP
df%5C46307.pdf
[36]: Tsimiroro Heavy Oil Accumulation, Shell Exploration and Development Madagascar B.V,
N.FERRAND, Shell Tsimororo Field Report ep91-1589vol1vs (3).pdf
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
vii
ANNEXES
Annexe 1
Source
Surface Seeps Tsimiroro Outcrop
Ambohidranomora Surface Seeps
Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro
Lab
Shell CoreLab TS0096
CoreLab TS0096 Omnis Omnis Omnis Omnis
Depth MD (m)
Depth TVD (m)
Reservoir
Type Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes
Sample @ Method Unit
Reference
Tsimiroro
3SMR 21-10-10 TSM 3 18
Gravity 60F API Not Detectable 13,2 12,7 16,1
Specific Gravity 60F Not Detectable 0,9782 0,9812 0,9587
Density 60F kg/dm3 0,9774 0,9804 0,9579
Saturates
WT% 35
27 25 24,7
Aromatics
WT% 21
8,3 25 18,8
Resins
WT% 34 64,7 50 56,5
Asphaltenes
WT% 10
Insoluble asphaltenes C5
WT%
7,52
C7 -Asphaltenes IP 143 WT%
Sulfur
WT% 0,4
0,40
Con Carbon
WT%
8,31
Nickel
ppm 42
55
Vanadium
ppm 0
2
Softening Point
Deg C
12
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
viii
Pour Point
Deg C
36 50
Viscosity
60C
cSt
4804 14890
70C
cSt
863
80C
cSt
949,3 2818
100C
cSt
283,1 649 150
121,1C
cSt
56
Saturates Distrib
% Not Detectable
C7 Distribution
% Not Detectable
C15 Ring Compounds
% Not Detectable
C30 Ring Compounds
3 Ring
% 21
4 Ring
% 42
5 Ring
% 37
C29 VR/E
% 0,4
Carbon Isotope Ratio
Total Sample
-32,3
Saturates
-34,4
Aromatics
-31,9
Steranes/Triterpanes
Iso Steranes
% 34
Rearranged Steranes
% 66
Triterpanes
% 0
Steranes
Iso Steranes
% 37
Rearranged Steranes
% 49
Normal Steranes
% 14
Triterpane C30 Hopanes
% Not Detectable
Sterane Carbon No Distribution
C27
% 20
C28
% 32
C29
% 48
C29 Sterane Ratios 20S/20R+20S
0,75
Iso/Iso+Normal
0,64
Triterpane Ratios TS/TM
1,08
3R/3R+5R
0,5
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
ix
ANNEXE 2
Source
Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro
Date
Lab
Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis
Depth MD (m)
Depth TVD (m)
Reservoir
Type Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes
Sample @ Method Unit
Reference
15 16
17
TSM 4 TSM 13 TSM 17
Gravity 60F API
Specific Gravity 60F
Density 60F kg/dm3
Saturates
WT% 53,9 15,1 13,7 11,7 56,7 60,2
Aromatics
WT% 13,1 29,1 40,4 46,8 26,2 24,7
-35,96 -33,66 -34,79
-32,47 -31,86 -32,79
Resins
WT% 33 55,4 45,9 41,5 17,1 15,1
Asphaltenes
WT%
𝛅𝟏𝟑C-Saturates
𝛅𝟏𝟑C-Aromatics
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
x
Annexe 3
Source
Date
Lab
Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis
Depth MD (m)
Depth TVD (m)
Reservoir
Type Core Core Core Core Core Core Core Core
Sample @ Method Unit
Reference
20,3 20,4 20,5 20,6 20,7A 20,7B 16,8 16,9
Gravity 60F API
Specific Gravity 60F
Density 60F kg/dm3
Saturates
WT%
Aromatics
WT%
-29,21 -29,28 -29,38 -29,6 -29,81 -29,38 -29,71 -29,99
-27,96 -28,09 -28,03 -28,26 -28,25 -27,94 -28,19 -28,36
Resins
WT%
Asphaltenes
WT%
𝛅𝟏𝟑C-Saturates
𝛅𝟏𝟑C-Aromatics
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xi
Annexe 4
Source
Well T4 Well T4 Well TO 1
Well TO 1
TW1 TW2 TW2
Date
1948 1948 1984
1984
Lab
Shell Shell Shell Shell Shell Shell Shell Shell Shell
Depth MD (m)
97 - 160 97 - 160 95,5-?
95,5-?
210,65 226,91 237,86
Depth TVD (m)
71,3 - 134,3
71,3 - 134,3
? - 138,4
? - 138,4
4,25 7,89 -3,06
Reservoir
Amboloando SST
Amboloando SST
Amboloando SST
Amboloando SST
Amboloando SST
Amboloando SST
Amboloando SST
Type Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes
Sample @ Method Unit
Reference
662 348 Van Grass 1988 BEICIP 1988 D&S TS0186
Van Grass 1988
SR1A SR18 SR31
Gravity 60F API 14,4 15,4 14,0 22,3 16,1
Specific Gravity 60F 0,97 0,963 0,9723 0,92 0,9585
Density 60F kg/dm3 0,9692 0,9622 0,9715 0,9193 0,9577
Weight Lost on topping
7 7
Saturates
WT% 58,9 65,5
36 43
21,6 33,5 25,2
Aromatics
WT% 34 22
33,2 39,4 41,5
Sat/Aro
0,65 0,85 0,61
Resins
WT% 25,6 22,3 21 32 45,2 27,1 33,3
Asphaltenes
WT% 15,5 12,25 9 3
Gasoline Fraction
%
0
Sulfur
% 0,31 0,6 0,3
0,3
Carbon
86,4 86,5
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xii
TOC
WT%
2,28 1,49 2,63
Hydrogen
12,4 12,3
735,1 534,9 678,7
EOM
ppm
24567 14109 29886
HC
ppm
13463 10285 19934
Ox+N
0,9 -
HC/TOC
%
108 94,7 113,6
HC/EOM
%
59 69 75,8
Mercaptan Sulfur
ppm
54,8 72,9 66,7
Nickel
ppm
39
Vanadium
ppm
2
Viscosity
29,4C
cSt
16410
65,6C
cSt
863
80C
cSt
434,7
90C
cSt
204,5
121,1C
cSt
56,1
148,9C
cSt
25,2
176,7C
cSt
13,7
Water content
%WT 5,2 6,4 10,5
C7 Distribution
%
Not Detectable Not
Detectable Not
Detectable
C15 Ring Compounds
%
Not Detectable Not
Detectable Not
Detectable 1 Ring
%
13
2 Ring
%
65
3 Ring
%
22
C30 Ring Compounds
3 Ring
%
19
4 Ring
%
41
5 Ring
%
40
C29 VR/E
%
0,6
Carbon Isotope Ratio Total Sample
-31,9
Saturates
-32,9
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xiii
Aromatics
-31,4
Steranes/Triterpanes
Iso Steranes
%
17
Rearranged Steranes
%
22
Triterpanes
%
61
Steranes
Iso Steranes
%
41
Rearranged Steranes
%
36
Normal Steranes
%
24
Triterpane C30 Hopanes
%
100
Sterane Carbon No Distribution
C27
%
21
C28
%
37
C29
%
42
C29 Sterane Ratios 20S/20R+20S
0,52
Iso/Iso+Normal
0,63
Triterpane Ratios TS/TM
1,22
3R/3R+5R
0,24
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xiv
Annexe 5
Source
TW3 TW3 TW9 TW9 TW10 TW1 TW2 TW2 TW3 TW9
Date
Lab
Shell Shell Shell Shell Shell Shell Shell Shell Shell Shell
Depth MD (m)
95,8 132,6 64,92 84,6 115,03 262,75 227,94 230,42 106 60,45
Depth TVD (m)
187,1 150,3 150,18 130,5 99,07 -47,85 6,86 4,38 176,9 154,65
Reservoir
Amboloando SST
Amboloando SST
Amboloando SST
Amboloando SST
Amboloando SST
Lignitic Shale Amboloando
Shale Amboloando
Shale Amboloando
Shale Amboloando
Shale
Type Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes
Sample @ Method Unit
Reference
SR2 SR17 SR7 SR29 SR14 SR3 SR20 SR24 SR8 SR2
Kerogen Type
Woody Woody Woody Woody Woody
Gravity 60F API
Specific Gravity 60F
Density 60F kg/dm3
Saturates
WT%
29,9 28,1 28,7
19,1 41 21,9
Aromatics
WT%
46,3 46,9 43,3
30,9 36,9 29,1
Sat/Aro
0,65 0,6 0,66
0,62 1,11 0,75
Resins
WT% 23,8 25 28 50 22,1 49
Asphaltenes
WT%
Ro
%
0,55 0,54 0,56
0,61
TOC
WT% 0,43 0,2 1,49 1,61/1,66 3,38 4,28 0,72 1,04 0,73 0,64
Hydrogen
583,2 568,9 535,8 60,3 80,6 98,1 139,7 93,8
EOM
ppm
16495 18626 37406 195
384 2185 615
HC
ppm
12569 13970 26932
192 1702 314
EOM/TOC
%
0,5
3,7 29,9 9,6
HC/TOC
%
110,7 115,7 110,7
1,8 23,3 4,9
HC/EOM
%
84,4 86,8 79,7
50 77,9 51
Mercaptan Sulfur
ppm
76,2 75 72
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xv
Annexe 6
Source
T4
T01 Well TF5 Well TF5 Well TF5
Date
04/05/1998 04/05/1998 04/05/1998 04/05/1998 04/05/1998 04/05/1998 May 1999 May 1999 May 1999
Lab
DGSI DGSI DGSI DGSI DGSI DGSI Hunt
Company Hunt
Company Hunt
Company
Depth MD (m)
75,16-76,73
79,38-80,15 84,79-85,53 115,3-117,8
177,37-178,10
203,22-203,65
209,36-209,76
Depth TVD (m)
116,1-118,6
53 - 53,73 27,45 - 27,88
21,34 - 21,74
Reservoir
Type Crudes Core Core Core Core Core Core Plug Core Plug Core Plug
Sample @ Method Unit
Reference
T-4 Heavy Oil
Tsimiroro Heavy Oil
Core #2 Core #3 Core #4 T0-1 Core #10 646-002 646-028 646-042
Gravity 60F API
Specific Gravity 60F
Density 60F kg/dm3
Saturates
WT% 29,3 42,3 28,3 21,3 25,6 41,3 29,17 27,07 23,58
Aromatics
WT% 16,8 25,3 2,1 1,5 6,3 21,7 15,68 23,75 9,3
-34,9 -34,9 -35 -36,1 -36,6 -34,6 -35,25
-32 -31,9 -31,6 -31,8 -32,1 -31,7 -32,18
Resins
WT% 16,4 23,2 31,1 32,2 36,3 25,7 32,84 13,87 21,9
Asphaltenes
WT% 37,5 9,1 38,5 44,9 31,7 11,3 22,31 35,31 45,22
𝛅𝟏𝟑C-Saturates
𝛅𝟏𝟑C-Aromatics
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xvi
Annexe 7
Source
Well TF10 Well TF10 Well TF8 Well TF9B Well TF9B Well TF9B Well TF2 Well TF5 Well TF3
Date
May 1999 May 1999 May 1999 May 1999 May 1999 May 1999 May 1999 May 1999 May 1999
Lab
Hunt Company
Hunt Company
Hunt Company
Hunt Company
Hunt Company
Hunt Company
Hunt Company
Hunt Company
Hunt Company
Depth MD (m)
66,10-66,58
238,43-238,85
80,06-80,61
122,75-123,44
303,63-304,03
307,49-308,14
97,65-98,51
178,78-181,20
168,95-169,37
Depth TVD (m)
179,32 - 179,8
7,05 - 7,47 237,19 - 237,74
160,66 - 161,35
(-19,93) - (-19,53)
(-24,04) - (-23,39)
153,59 - 154,45
49,9 - 52,32
57,55 - 58,13
Reservoir
Type Core Plug Core Plug Core Plug Core Plug Core Plug Core Plug Core Plug Waxed
Core Waxed Core
Sample @ Method Unit
Reference
646-053 646-068 646-070 646-088 646-093 646-098 646-105 646-165 646-166
Gravity 60F API
Specific Gravity 60F
Density 60F kg/dm3
Saturates
WT% 39,59 47,81 30,13 23,86 20,56 22,01 18,91 38,76 25,95
Aromatics
WT% 11,08 16,76 11,06 8,86 8,88 5,74 6,28 22,35 13,66
-34,5
-33,83 -35,65
-36,64
-33,82
-32 -32,49
-32,91
Resins
WT% 24,7 24,64 33,17 17,03 27,96 31,11 27,03 28,95 37,04
Asphaltenes
WT% 24,63 10,79 25,64 50,25 42,6 41,14 47,78 9,94 23,35
𝛅𝟏𝟑C-Saturates
𝛅𝟏𝟑C-Aromatics
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xvii
Annexe 8
Source
Well TF2 Well TF2 Well TF9B Well TF5 CSS Pilot
Well P1-1 Well P1-1 Well P1-1
Date
May 1999 May 1999 May 1999 May 1999 2006 20/11/2007 November 2007 November 2007 November
2007
Lab
Hunt Company
Hunt Company
Hunt Company
Hunt Company
JGC's Oarai Intertek RPS Energy RPS Energy RPS Energy
Depth MD (m)
94,37-95,03 96,77-97,65 111,99-112,38 216,93-217,7
31,87-32,00 52,90-53,00 84,91-85,03
Depth TVD (m)
157,07 - 157,73 154,45 - 155,33 171,72 - 172,11
13,4 - 14,17
203,2 - 203,33 182,2 - 182,3 150,17 - 150,29
Reservoir
Ankaramenabe Fm
Ankaramenabe Fm
Mokara Shale
Type Waxed Core Waxed Core Waxed
Core Waxed
Core Crudes Crudes Core Core Core
Sample @ Method Unit
Reference
646-169 646-174 646-182 646-183
2007-MIS-044569-001
Oil yield
ppm 10935 1757 4165
Gravity 60F API 14,11 13,6 14-16
Specific Gravity 60F 0,9718 0,9753 0,9593-09725
Density
60F kg/dm3 0,9710 0,9745 0,9585-0,9717
60F ASTM D 1298-
99(05) kg/dm3
0,9745
60F ASTM D4052 kg/dm3
0,9718
Saturates
WT% 11,6 24,52 31,55 22,79
20,58 35,05 40,83
Aromatics
WT% 2,11 4,79 19,97 16,73
19,40 26,44 32,00
-35,27
-33,60 -33,89 -33,78
-32,78
-32,29 -32,39 -32,00
Resins
WT% 11,41 21,38 15,49 31,81
13,15 10,14 16,92
Asphaltenes
WT% 74,88 49,31 32,99 28,67
46,87 28,37 10,25
ASTM D3279-
97(01) WT%
0,4(0,3)
𝛅𝟏𝟑C-Saturates
𝛅𝟏𝟑C-Aromatics
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xviii
Sulfur
WT%
0,28 0,25 0,23
ASTM D4294
WT%
0,33
ASTM
D4294-03 WT%
0,318
Micro Carbon Residue ASTM D 4530-0
WT%
9,20
Ash Content ASTM D 482-03
WT%
0,134(0,113)
Iron Ash & ICP ppm
3370
Nickel IP 501/05 ppm
43(50)
Ash & ICP ppm
11,5
Vanadium Ash & ICP ppm
41
IP 501/05 ppm
2(1)
Sodium IP 501/05 ppm
39(30)
Aluminium IP 501/05 ppm
65(59)
Silicon IP 501/05 ppm
171(143)
Calcium IP 501/05 ppm
84(97)
Flash Point Procedure B ASTM D93-
02a Deg C
>84,0
Pour Point
ASTM D97-
05a Deg C
6
ASTM D5853-
95(00) Deg C
6
ASTM D 97 Deg C
6
Acid Number
ASTM D 664-06
mgKOH/g
5,781
ASTM D 974 mgKOH/g
1,97
Kin Viscosity @ 50C ASTM D 445-06
cSt
4240
Water Content ASTM D 95-05e1 %vol
4,4
Total Sediment Existent IP 375/99 %WT
0,05(0,04)
Sediment by Extraction ASTM D %WT
0,02
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xix
473-02
Total Sediment Accelerated
IP
390B/94(04) %WT
0,05
Steranes
ST1
0,62
ST2
0,33
ST3
0,44
ST4
0,47
ST5
19;33;48
ST6
n.c
ST8
0,69
Triterpane
TT1
0,76
TT2
0,43
TT3
0,87
TT4
0,50
TT5
56,00
TT6
0,36
TT7
0,16
Carotane Index
0,77
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xx
Annexe 9
Source
Well P1-1 Well P1-1 Well P1-2 Well P1-2 Well P1-3 Well P1-3 CSS Pilot
Containers
Date
November 2007 November 2007 November 2007 November 2007 November 2007 November 2007 April 2008 20/05/2008 15/03/2010
Lab
RPS Energy RPS Energy RPS Energy RPS Energy RPS Energy RPS Energy JGC's Oarai Intertek Petrotech
Depth MD (m)
116,09-116,21 152,97-153,08 121,78-121,95 181,10-181,26 25,07-25,17 81,23-81,33
Depth TVD (m)
118,99 - 119,11 82,12 - 82,23 122,85 - 123,02 63,54 - 63,7 210,33 - 210,43 154,17 - 154,27
Reservoir
Amboloando Sand
Amboloando Sand
Amboloando Sand
Amboloando Sand
Ankaramenabe Fm
Mokara Shale
Type Core Core Core Core Core Core Crudes Crudes Crudes
Sample @ Method Unit
Oil yield
ppm
39490 15065 24826 4575 2301
Appearance
-
D/Black
Gravity 60F API 14-16 14,2 13,0 14,2
Specific Gravity 60F 0,9593-09725 0,9712 0,9790 0,9712
Density 60F kg/dm3 0,9585-0,9717 0,9704 0,9784 0,9706
60F ASTM D4052 kg/dm3
0,9709
Saturates
WT%
50,00 32,59 28,34 26,83 43,27
Aromatics
WT%
32,03 37,40 30,08 13,81 24,58
-33,67 -33,58 -33,48 -33,41 -32,33 -32,55
𝛅𝟏𝟑C-Aromatics
-32,30 -31,57 -31,50 -32,13 -31,34 -31,19
Resins
WT%
11,62 15,07 15,44 14,81 11,37
Asphaltenes
WT%
6,35 14,94 26,14 44,55 20,78
0,72
Sulfur
WT%
0,11 0,40 0,48 0,37 0,22
0,29
Sulfur ASTM D4294 WT%
0,19
Mercaptan Sulfur
ppm
22,0
H2S
ppm
<1
Nitrogen
ppm
4000
Basic Nitrogen
ppm
1655
Con Carbon
WT%
9,29
𝛅𝟏𝟑C-Saturates
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xxi
Ash Content
WT%
0,10
IP-4 WT%
0,17
Iron Ash & ICP ppm
43
ppm
35,8
Nickel Ash & ICP ppm
29
ppm
45,2
Vanadium
ppm
2,1
Ash & ICP ppm
<1
Sodium
ppm
63,9
Calcium
ppm
83,0
Copper
ppm
0,4
Flash Point D 93 Deg C
73
Wax Content
WT%
0,6
UOP 46-64 WT%
2,0
Pour Point
Deg F
70
IP-15 Deg C
21
ASTM D 97 Deg C
-2,5
Salinity
PTB
35,0
IP-77 ppm
207,0
Reid Vapor Pressure
psi
Not possible
D 323 psi
0
TAN
mgKOH/g
5,79/5,42
Acid number ASTM D 974 mgKOH/g
1,89
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xxii
Annexe 10
Source
Tsimiroro
SFP Facility Tank 100 OBSF5 OBSF6
Date
08/05/2012 08/05/2012 12/10/2012 10/08/2013 10/08/2013 10/08/2013 09/10/2013 May 2014 May 2014
Lab
DNVPS DNVPS Champion
Technologies ADONIS ADONIS ADONIS
Saybolt Nederland
B.V.
GHGEOCHEM LTD
GHGEOCHEM LTD
Depth MD (m)
187 119
Depth TVD (m)
63,6 127
Reservoir
Amboloando
Type Crudes Crudes/Blend Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Core Sample Core Sample
Sample @ Method Unit
Reference
HOU1204973 HOU1209432
Crude Sample 1 liter
Crude Sample 63bbl before
valuation
Crude Sample 63bbl after valuation
3083-001 3083-002
Gravity 60F API 13,9 18,7 15,3 15,07 20-23 20-23
Specific Gravity 60F 0,9734 0,9420 0,9640 0,9654 0,9159-0,9340
0,9159-0,9340
Density
60F kg/dm3 0,9726 0,9412 0,9632 0,9646 0,9152-0,9332
0,9152-0,9332
20C
kg/dm3
0,9600
60F ASTM D 1298 kg/dm3
0,9691
60F ATSM Table kg/dm3
0,9691
15C dry base ASTM D 1298 kg/dm3
0,9648
15C dry base ASTM D 1299 kg/dm3
0,9412
60F ISO 12185 kg/dm3 0,9726
77F
0,98 0,98 0,975
122F
0,97
158F
0,93
167F
0,95
Saturates
WT%
25,9
37,44 53,11
Aromatics
WT%
38,5
16,86 34,25
-33,03 -32,99 𝛅𝟏𝟑C-Saturates
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xxiii
-31,86 -31,45
Sat/Aro
Resins
WT%
19,1
22,53 10,5
Asphaltenes
WT%
16,6
23,17 2,14
Insoluble asphaltenes C5
WT%
6
C7 -Asphaltenes
WT%
0,4
Composition upto C5
methane/ethane
WT%
<0,01
propane WT% <0,01
iso-butane WT% <0,01
normal butane WT% <0,01
iso-pentane WT% <0,01
normal pentane WT% <0,01
cyclo pentane WT% <0,01
2,2 dim.-butane WT% <0,01
2,3 dim.-butane WT% <0,01
2 met. pentane WT% <0,01
3 met. pentane WT% <0,01
normal hexane WT% <0,01
met. cyclo pentane WT% <0,01
2,2 dim. pentane WT% <0,01
2,4 dim. pentane WT% <0,01
benzene WT% <0,01
3,3 dim. pentane WT% <0,01
cyclo hexane WT% <0,01
2,3 dim. pentane WT% <0,01
2 met. hexane WT% <0,01
3 met. hexane WT% <0,01
3 ethyl pentane WT% <0,01
normal heptane WT% <0,01
𝛅𝟏𝟑C-Aromatics
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xxiv
met. cyclo hexane WT% <0,01
toluene WT% <0,01
Composition upto C9
Methane WT%
<0,01
Ethane
WT%
<0,01
Propane
WT%
<0,01
Iso-Butane
WT%
<0,01
n-Butane
WT%
<0,01
NeoPentane
WT%
<0,01
Iso-Pentane
WT%
<0,01
n-Pentane
WT%
<0,01
2,2-DMC4
WT%
<0,01
CycloPentane
WT%
<0,01
2,3-DMC4
WT%
<0,01
2-MC5
WT%
<0,01
3-MC5
WT%
<0,01
n-Hexane
WT%
<0,01
2,2-DMC5
WT%
<0,01
MCyC5
WT%
<0,01
2,4-DMC5
WT%
<0,01
2,2,3-TMC4
WT%
<0,01
Benzene
WT%
<0,01
3,3-DMC5
WT%
<0,01
CycloHexane
WT%
<0,01
2-MC6
WT%
<0,01
2,3-DMC5
WT%
<0,01
1,1-DMCyC5
WT%
<0,01
3-MC6
WT%
<0,01
c-1,3-DMCyC5
WT%
<0,01
t-1,3-DMCyC5
WT%
<0,01
3-EC5
WT%
<0,01
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xxv
t-1,2-DMCyC5
WT%
<0,01
2,2,4-TMC5
WT%
<0,01
n-Heptane
WT%
<0,01
MCyC6+c-1,2-DMCyC5
WT%
<0,01
2,2-DMC6+1,1,3-TMCyC5
WT%
<0,01
ECyC5
WT%
<0,01
2,5-DMC6+2,2,3-TMC5
WT%
<0,01
2,4-DMC6
WT%
<0,01
1,t-2,c-4TMCyC5
WT%
<0,01
3,3-DMC6
WT%
<0,01
1,t-2,c-3TMCyC5
WT%
<0,01
2,3,4-TMC5
WT%
<0,01
Toluene+2,3,3-TMC5
WT%
<0,01
1,1,2-TMCyC5
WT%
<0,01
2,3-DMC6
WT%
<0,01
2-M-3-EC5
WT%
<0,01
2-MC7
WT%
<0,01
4-MC7+3-M-3-EC5
WT%
<0,01
3,4-DMC6
WT%
<0,01
1c2t,4TMCyC5+1c,2c4TMCyC5
WT%
<0,01
c-1,3-DMCyC6
WT%
<0,01
3-MC7+1c,2t,3-TMCyC5
WT%
<0,01
3-EC6+t1,4-DMCyC6
WT%
<0,01
1,1-DMCyC6
WT%
<0,01
2,2,5-TMC6+t1,3-EMCyC5
WT%
<0,01
c1,3-EMCyC5
WT%
<0,01
t1,2-EMCyC5
WT%
<0,01
2,2,4-TMC6+1,1EMCyC5
WT%
<0,01
t1,2-DMCyC6
WT%
<0,01
1c,2c,3-TMCyC5
WT%
<0,01
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xxvi
t1,3-DMCyC6+c1,4-DMCyC6
WT%
<0,01
n-Octane
WT%
<0,01
iPCyC5+2,4,4-TMC6
WT%
<0,01
c1,2-EMCyC5+2,3,5-TMC6
WT%
<0,01
2,2-DMC7
WT%
<0,01
c1,2-DMCyC6
WT%
<0,01
2,2,3-TMC6+Unid. C9 N
WT%
<0,01
2,4-DMC7
WT%
<0,01
4,4-DMC7+Unid. C9 N
WT%
<0,01
ECyC6+nPCyC5
WT%
<0,01
2M4-EC6
WT%
<0,01
2,6-DMC7+Unid. C9 N
WT%
<0,01
1,1,3-TMCyC6
WT%
<0,01
2,5-DMC7+Unid. C9 P
WT%
<0,01
3,5-DMC7+3,3-DMC7+ N
WT%
<0,01
EthylBenzene
WT%
<0,01
2,3,4-TMC6+Unid. N
WT%
<0,01
m-Xylene
WT%
<0,01
p-Xylene
WT%
<0,01
2,3-DMC7
WT%
<0,01
3,4-DMC7 STEREO-ISOM.+Unid. N
WT%
<0,01
3,4-DMC7 STEREO-ISOM.
WT%
<0,01
4-EC7 + Unid. N
WT%
<0,01
4-MC8
WT%
<0,01
2-MC8
WT%
<0,01
3-EC7 + Unid. N
WT%
<0,01
3-MC8
WT%
<0,01
o-Xylene+1,1,2-TMCyC6
WT%
<0,01
2,4,6-TMC7+Unid.N
WT%
<0,01
Unid.C8N
WT%
<0,01
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xxvii
Unid.C9N
WT%
<0,01
Unidentified
WT%
<0,01
N-Nonane
WT%
<0,01
C10+
WT%
<0,01
Sulfur°
ISO 8754 WT% 0,33 0,26
ASTM D
2622 WT%
0,302
Mercaptan Sulfur UOP 163
ppm
<5
H2S UOP 163
ppm
<5
Total Nitrogen ASTM D 5762 ppm
3460
Micro Carbon Residue ISO 10370 WT%
8,94
Iron IP 501 ppm 32,00
20
Nickel IP 501 ppm 36
Vanadium
IP 501 ppm 1
Zinc IP 501 ppm 14
Sodium IP 501/05 ppm 63
148
Phosphorus IP 501 ppm 7
Potassium IP 501 ppm
9
LP 1101 ppm 12
Aluminum ISO 10478 ppm 49
Silicon ISO 10478 ppm 115
Calcium IP 501 ppm 85,0
Magnesium LP 1101 ppm 4,0
Lead LP 1101 ppm <1
Calorific value
Cal/g
10162 9778 9998
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xxviii
Flash Point
Deg F
127 135 137
ASTM D 93
>100
ISO 2719-B Deg C >70,0
Wax Content
WT%
0,8
UOP 46 WT% 7,0
Wax Appearance Temperature
Deg C
n/a
Pour Point
LP 1304 Deg C <24
60C ASTM D 97 Deg C
7,6
max ASTM D 97 Deg C
21
min ASTM D 5853 Deg C
18
Salinity ASTM D 3230 ppm
438
Reid Vapor Pressure ASTM D323-
A kPa
0,3
Vapor Pressure ASTM D 5191 kPa
<10
Acid Number ASTM D 664 mgKOH/g
3,62
Viscosity
50C ISO 3104 cSt 4028 227,6
60C cSt 94,5
80C ISO 3104 cSt 463 77F
cSt
1000 1037 986
122F
cSt
909
158F
cSt
546
167F
cSt
670
Kin Viscosity @ 40C ASTM D 445 cSt
9295
60C ASTM D 445 cSt
1634
Water Content
%WT
16,06 3,21 0,051
ISO 3733 %vol 7
ASTM D
4006 %vol
11,750
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xxix
Solid Content %WT
0,2
Total Sediment Existent ISO 10307-2 %WT 0,03
Sediment by extraction %WT
0,001 0,2 0
ASTM D 473 %WT
0,02
Simulated Distillation
Initial Boiling Point
188
2% recovered
229
4% recovered
257
6% recovered
280
8% recovered
300
10% recovered
317
12% recovered
332
14% recovered
348
16% recovered
364
18% recovered
380
20% recovered
394
22% recovered
406
24% recovered
416
26% recovered
424
28% recovered
431
30% recovered
438
32% recovered
446
34% recovered
457
36% recovered
469
38% recovered 482
40% recovered
493
42% recovered 504
44% recovered
517
46% recovered
530
48% recovered
542
50% recovered
554
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xxx
52% recovered
564
54% recovered
575
56% recovered
586
58% recovered
597
60% recovered
609
62% recovered
620
64% recovered
632
66% recovered
644
68% recovered
656
70% recovered
669
72% recovered
682
74% recovered
695
76% recovered
706
78% recovered
717
80% recovered
727
82% recovered
737
84% recovered
749
86% recovered
>750
88% recovered
>750
90% recovered
>750
92% recovered
>750
94% recovered
>750
96% recovered
>750
98% recovered
>750
Final boiling point
>750
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xxxi
Annexe 11
Source
PSF-1 ISF-3 ISF-5a PSF-13 PSF-14 PSF-2 PSF-8 PSF-12 PSF-15
Date
May 2014 May 2014 May 2014 May 2014 May 2014 May 2014 May 2014 May 2014 May 2014
Lab
GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD
Depth MD (m)
Sample from Well head
Sample from Well head
Sample from Well head
Sample from Well head
Sample from Well head
Sample from Well head
Sample from Well head
Sample from Well head
Sample from Well head
Depth TVD (m)
Reservoir
Type Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes
Sample @ Method Unit
Reference
3116-001 3116-002 3116-003 3116-004 3116-005 3116-006 3116-007 3116-008 3116-009
Gravity 60F API
Specific Gravity 60F
Density 60F kg/dm3
Saturates
WT% 45,63 48,48 50,76 47,33 49,64 44,02 39,8 53,8 35,14
Aromatics
WT% 42,46 35,5 30,3 33,85 34,15 34,69 27,15 23,98 31,84
-33,01 -32,87 -32,62 -33,15 -33,56 -32,94 -33,24 -33,02 -32,91
-31,01 -30,99 -30,98 -31,43 -32,06 -31,28 -31,3 -31,4 -31,25
Resins
WT% 7,93 11,69 15,15 13,96 11,08 9,33 12,93 16,37 23,58
Asphaltenes
WT% 3,98 4,33 3,79 4,86 5,13 11,96 20,12 5,85 9,44
C7 -Asphaltenes IP 143 WT%
0,10
0,15
𝛅𝟏𝟑C-Saturates
𝛅𝟏𝟑C-Aromatics
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xxxii
Annexe 12
Source
OBSF-6 AO36-01 AO59-06
Date
May 2014 May 2014 May 2014 May 2014
Lab
GHGEOCHEM LTD
GHGEOCHEM LTD
GHGEOCHEM LTD Intertek
Depth MD (m)
175 Sample from ground seeps
Sample from ground seeps
Depth TVD (m)
71
Reservoir
Type Core Sample Sample Sample Crudes
Sample @ Method Unit
Reference
3116-010 3116-011 3116-012
Gravity 60F API 14,56
Specific Gravity 60F 0,9688
Density 60F kg/dm3 0,9680
60F ASTM D 1298 kg/dm3
0,9680
Saturates
WT% 51,15 35,96 37,95
Aromatics
WT% 30,92 41 35,54
-33,3 -34,79 -35,35
-31,09 -31,34 -31,04
Resins
WT% 14,45 13,81 12,8
Asphaltenes
WT% 3,48 9,23 13,71
Sulfur ASTM D4294 WT%
0,329
Ash Content ASTM D 482 WT%
0,09
Vanadium IP 470 ppm
ND
Zinc IP 470 ppm
20
𝛅𝟏𝟑C-Saturates
𝛅𝟏𝟑C-Aromatics
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xxxiii
Sodium IP 470 ppm
19
Calcium IP470 ppm
4
Calorific Value ASTM D 4868 KJ/kg
40347
Compatibility ASTM D 4740
1
Flash Point ASTM D 93 B Deg C
104
Pour Point ASTM D 97 Deg C
24
Kin Viscosity @ 100C ASTM D 445 cSt
121
Water content ASTM D 95 %vol
1,75
Total Sediment Existent 5g ASTM D 4870 %WT
<0,01
Sediment by extraction ASTM D 473 %WT
0,02
Total Sediment Accelerated ASTM D 4870 %WT
<0,01
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
xxxiv
Annexe 13
Echelle de Biodégradation
82
TABLE DES MATIERES
REMERCIEMENT .................................................................................................................................................. i
SOMMAIRE ............................................................................................................................................................. ii
LISTE DES ABREVIATIONS ............................................................................................................................ iii
LISTE DES TABLEAUX ...................................................................................................................................... v
LISTE DES FIGURES .......................................................................................................................................... vi
INTRODUCTION ................................................................................................................................................... 1
Partie 1: GENERALITE SUR LA ZONE D’ETUDES .................................................................................. 2
Chapitre I: Monographie de Tsimiroro ................................................................................................. 3
I.1 Localisation de Tsimiroro ......................................................................................................... 3
I.2 Environnement Physique .......................................................................................................... 5
I.2.1. Climat ........................................................................................................................................ 5
I.2.1.1. Précipitation ...................................................................................................................... 5
I.2.1.2. Températures ................................................................................................................... 5
I.2.1.3. Vents et Cyclones ............................................................................................................ 6
I.2.2. Hydrologie et Hydrographie de Tsimiroro ............................................................... 6
I.2.2.1. Au Niveau Régional ........................................................................................................ 6
I.2.2.2. Réseau Hydrographique de la zone d’étude ........................................................ 6
I.2.3. Ecosystèmes de la zone d’étude .................................................................................... 8
I.2.3.1. Forêts denses sèches ..................................................................................................... 8
I.2.3.2. Forêts Galeries .................................................................................................................. 9
I.2.3.3. Savane .................................................................................................................................. 9
I.2.3.4. Zones Humides .............................................................................................................. 10
I.2.3.5. Aires Protégées ............................................................................................................. 10
I.2.4. Contexte Humain et Socio-économique .................................................................. 10
I.2.4.1. Contexte de la zone d’étude ..................................................................................... 10
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
83
I.2.4.2. Communautés de la zone d’étude ......................................................................... 10
I.2.4.3. Us et Coutumes .............................................................................................................. 10
a. Ethnie Principale ............................................................................................................... 10
b. Autres ethnies .................................................................................................................... 11
I.2.4.4. Conditions de vie .......................................................................................................... 11
a. Habitat ................................................................................................................................... 11
b. Source d’énergie ................................................................................................................ 12
c. Eau de consommation .................................................................................................... 12
d. Activités Economiques ................................................................................................... 12
Chapitre II: Caratéristiques du reservoir de Tsimiroro .............................................................. 13
II.1 Geologie de la zone d’étude ................................................................................................... 13
II.1.1. Surface Geologique .......................................................................................................... 13
II.1.2. Stratigraphie ....................................................................................................................... 14
II.1.2.1. Socle ................................................................................................................................... 16
II.1.2.2. Sakamena Groupe ........................................................................................................ 17
II.1.2.3. Isalo .................................................................................................................................... 17
a. La formation Isalo I .......................................................................................................... 17
b. La formation Isalo II ........................................................................................................ 17
II.1.2.4. Activité Volcanique ..................................................................................................... 18
II.1.2.5. Origine du réservoir de Tsimiroro ....................................................................... 18
II.1.3. Paramètres Pétrophysiques ......................................................................................... 19
II.1.3.1. Lithologie ......................................................................................................................... 19
II.1.3.2. Porosité ............................................................................................................................ 20
II.1.3.3. Perméabilité ................................................................................................................... 21
II.1.3.4. Saturation en Fluides ................................................................................................. 22
II.1.3.5. Les propriétés pétrophysiques du réservoir de Tsimiroro ....................... 23
Partie 2: GENERALITE SUR L’HUILE LOURDE .................................................................................... 24
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
84
Chapitre III: Caractéristiques de l’Huile Lourde ............................................................................ 25
III.1 Définition de l’huile lourde .................................................................................................... 25
III.2 Origine ............................................................................................................................................ 25
III.2.1. Biodégradation Pétrolière ............................................................................................ 25
III.3 Condition favorable de la biodegradation ...................................................................... 26
III.4 Effet de la Biodégradation ..................................................................................................... 27
III.5 Propriétés de l’Huile Lourde................................................................................................. 28
III.5.1. Densité API .......................................................................................................................... 28
III.5.2. Viscosité ................................................................................................................................ 30
III.5.3. Composé Chimique .......................................................................................................... 32
III.5.3.1. Composés Hydrocarbonés ...................................................................................... 32
a. Saturés ou Paraffines ...................................................................................................... 32
b. Aromatiques ....................................................................................................................... 33
c. Résines et Asphalthènes ................................................................................................ 34
d. Naphtènes ............................................................................................................................ 35
III.5.3.2. Composés Non-Hydrocarbonés ............................................................................ 36
a. Soufre ..................................................................................................................................... 36
b. Nitrogène .............................................................................................................................. 38
c. Oxygène ................................................................................................................................ 38
III.5.3.3. Composés Métalliques .............................................................................................. 39
Chapitre IV: Géochimie de l’Huile Lourde ......................................................................................... 40
IV.1 Utilisation de la Géochimie .................................................................................................... 41
IV.1.1. Roche Mère .......................................................................................................................... 41
IV.1.2. Maturation ........................................................................................................................... 41
IV.1.3. Migration .............................................................................................................................. 41
IV.1.4. Hydrocarbures ................................................................................................................... 42
IV.2 Techniques d’Analyses Géochimiques ............................................................................. 42
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
85
IV.2.1. Vitrinite reflectance ......................................................................................................... 42
IV.2.2. Chromatographie en phase gazeuse, Pyrolyse et Spectrométrie de Masse
42
IV.2.2.1. Chromatographie en phase gazeuse................................................................... 42
IV.2.2.2. Pyrolyse .......................................................................................................................... 43
IV.2.2.3. Spectrométrie de masse .......................................................................................... 44
IV.2.3. Détermination des SARA ............................................................................................... 44
IV.2.4. Isotope de Carbone .......................................................................................................... 45
IV.2.5. Détermination de l’API ................................................................................................... 45
IV.2.6. Fluorescence ....................................................................................................................... 46
IV.2.7. Dean Stark ............................................................................................................................ 47
Chapitre V: Etude Analogue: Peace River ......................................................................................... 49
V.1 Variations latérales en huile et en fluide à Peace River ............................................ 50
V.2 Variations Verticales en Huile et en Fluide à Peace River ....................................... 51
Partie 3: ANALYSES GEOCHIMIQUES DE TSIMIRORO ..................................................................... 54
Chapitre VI: Méthodologie & Résultat de Laboratoires .............................................................. 55
VI.1 Résultats de Laboratoires ...................................................................................................... 55
VI.1.1. Résultats pour les variations latérales .................................................................... 55
VI.1.2. Résultats des variations verticales ........................................................................... 57
Chapitre VII: Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile Lourde à
Tsimiroro ........................................................................................................................................................ 60
VII.1 Variation Géochimique Latérale à Tsimiroro ................................................................ 60
VII.1.1. Variation de l’API .............................................................................................................. 60
VII.1.2. Isotope du Carbone .......................................................................................................... 63
VII.1.3. Taux des SARA ................................................................................................................... 64
VII.2 Variation Géochimique Verticale à Tsimiroro .............................................................. 73
VII.2.1. Taux des SARA ................................................................................................................... 74
Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro
86
VII.2.1.1. Variation Verticales dans l’OBSF5 ...................................................................... 74
VII.2.1.2. Variation Vertical dans le puits TF5 .................................................................. 75
VII.2.1.3. Variation Vertical dans le puits TW2 ................................................................ 76
VII.2.2. Saturation de l’huile lourde .......................................................................................... 77
VII.2.2.1. Saturation en Huile Lourde < 40% .................................................................... 77
VII.2.2.1. Saturation en Huile Lourde > 60% .................................................................... 77
CONCLUSION ..................................................................................................................................................... 79
REFERENCES ..................................................................................................................................................... 80
ANNEXES .............................................................................................................................................................. vii
TABLE DES MATIERES .................................................................................................................................. 82
THEME DU MEMOIRE
“Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile Lourde à Tsimiroro”
Nombre de Pages: 81
Nombre de Figures: 45
Nombre de Tableaux: 11
Résumé
Les variations des propriétés de l’huile dans le bloc 3104 sont dues à la biodégradation. Le but de ce mémoire
est de donner les variations latérales et verticales de l’huile à Tsimiroro qui sont dues à la biodégradation. L’huile est
dégradée quand le pourcentage en asphalthène augmente relatif à la diminution des saturés. Chaque couches à
Tsimiroro ont leurs propres propriétés latérales et verticales. Ces propriétés inclues : les paramètres pétrophysiques, la
profondeur, le niveau d’eau, saturation en fluide, composés SARA et la densité API. Le niveau d’eau est l’une des
paramètres importante qui influence le processus de biodégradation. Nombreux puits à Tsimiroro présentent
différentes caractéristiques des propriétés de l’huile.
L’utilisation de la géochimie pour donner les variations latérales et verticales de la qualité d’huile peut donner la
localisation de la profondeur et l’intervalle de la meilleure colonne d’huile
Abstract
The variations of the oil properties in the block 3104 are due to the biodegradation. The topic of this thesis is to
give the lateral and vertical variation of oil properties. The variation of the oil properties is mainly due to the
biodegradation process. The oil is degraded when the asphalthene content increase which is due to the biodegradation.
Each layer at Tsimiroro has its own oil lateral and vertical properties. These properties included: the petrophysical
parameters, the depth, water level, fluid saturation, SARA content and API gravity. The water level is one of important
thing which influenced the biodegradation process. Numerous wells at Tsimiroro present different characteristic in oil
properties.
The use of geochemistry for giving the lateral and vertical variation of oil quality can give the location of the
most valuable area and to localize the depth where the highest yield oil zone occur.
Mots Clés: Biodégradation, Géochimie Pétrolière, Huile Lourde, Paramètres Pétrophysiques
Nom: RATIARISON
Prénoms: Mamy Hubert Lucas
Adresse: Lot VB 76 Ambatonakanga
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