MEMOIRE DE FIN D’ETUDES
En vue de l’obtention du diplôme d’Ingénieur des Mines
OPTION : INGENIERIE PETROLIERE
Intitulé
Analyse de l’évolution des technologies appliquées à l’exploration et au
développement des gisements pétroliers
Présenté par :
RANAIVOSON Onilalao Manambina
Promotion 2011
UNIVERSITE D’ANTANANARIVO
ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE
DEPARTEMENT MINES
OPTION INGENIERIE PETROLIERE
MEMOIRE DE FIN D’ETUDES
En vue de l’obtention du diplôme d’Ingénieur des Mines
OPTION : INGENIERIE PETROLIERE
Intitulé
« ANALYSE DE L’EVOLUTION DES
TECHNOLOGIES APPLIQUEES A
L’EXPLORATION ET AU DEVELOPPEMENT
DES GISEMENTS PETROLIERS »
Présenté et soutenu publiquement le 21 Décembre 2012 par :
RANAIVOSON Onilalao Manambina
Devant le Jury composé de :
Président : RASOLOMANANA Eddy
Rapporteurs : LALAHARISAINA Joëli Valérien
RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier
Examinateurs : ANDRIAMPARANY Carl
RAHARIJAONA Tovo Robin
Promotion 2011
UNIVERSITE D’ANTANANARIVO
ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE
DEPARTEMENT MINES
OPTION INGENIERIE PETROLIERE
~ i ~
REMERCIEMENTS Au terme de ce travail, c‘est avec un sincère plaisir que je veux adresser mes plus vifs
remerciements et ma gratitude à toutes les personnes et organisations suivantes sans lesquelles il
n‘aurait pu être mené à bien :
Monsieur ANDRIANARY Philippe Antoine, Directeur de l‘Ecole Supérieur
Polytechnique d‘Antananarivo (ESPA), de m‘avoir autorisée à présenter ce mémoire,
Madame ARISOA Rivah Kathy, Chef du département MINES, se dévouant
infiniment pour remplir ses multiples fonctions,
Monsieur LALAHARISAINA Joéli Valérien, mon encadreur professionnel, de ses
précieux conseils, de m‘avoir toujours guidée non seulement pendant l‘élaboration de
ce mémoire, mais aussi tout au long de mon parcours dans cette nouvelle filière,
Monsieur RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier, Maître de Conférences, Enseignant
chercheur à l‘ESPA, mon encadreur pédagogique, pour m‘avoir accompagnée pour la
réalisation de ce mémoire afin de terminer à bien cet ouvrage. Vos commentaires, vos
encouragements et ainsi que votre patience m‘ont permis d‘accomplir ce travail dans
les meilleures conditions.
Monsieur RASOLOMANANA Eddy, Professeur Titulaire, Enseignant Chercheur du
département Mines, d‘avoir accepté de présider le jury, malgré ses multiples
responsabilités et occupations.
Monsieur ANDRIAMPARANY Carl et Monsieur RAHARIJAONA Tovo Robin,
Enseignants Chercheurs au département Mines, d‘avoir accepté de porter leurs
jugements sur le présent travail.
Tous les Enseignants de l‘Ecole Supérieure Polytechnique d‘Antananarivo, en
particulier ceux du département Mines, ainsi que le Personnel Administratif et
Technique de l‘Ecole.
Tous ceux ou celles que j‘ai dû consulter et qui ont, de près ou de loin, apporté leur
soutien et aide pour la réalisation de ce travail.
En terminant, je tiens à remercier toute ma famille, pour leurs encouragements constants,
pour leur affection, leur soutien moral, financier et spirituel durant mes études ; tous mes
collègues de la promotion pour l‘ambiance amicale et fraternelle créée durant les cinq années
d‘études passées ensemble au Campus. Merci à tous ceux qui ont cru en moi et à mes amis.
Sincères reconnaissances à tous !
~ ii ~
SOMMAIRE
REMERCIEMENTS
SOMMAIRE
LISTE DES ABREVIATIONS
LISTE DES FIGURES
LISTE DES PHOTOS
LISTE DES TABLEAUX
INTRODUCTION
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE
Chapitre I : Historique du pétrole
Chapitre II : Nature, origine et genèse du pétrole
Chapitre III : Gisements
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE
Chapitre V : Prospection pétrolière
Chapitre VI : Méthodes d‘investigations géophysiques
Chapitre VII : Prospection géochimiques
Chapitre VIII : Techniques de forage
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS
Chapitre IX : Cas de Tsimiroro
Chapitre X : Cas de Manja
Chapitre XI : Interprétations de données satellitaires
CONCLUSION
ANNEXES
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
RESUME
~ iii ~
LISTE DES ABREVIATIONS
°C
AGIP
AIE
API
APOC
BOP
BP
BRGM
CaCO3
CaO
CFP
CHAMP
CIA
CO2
CPP
CPP
cps
CSS
cSt
D
DC
DLR
EDBM
EIE
ERT
ESA
ESPA
ft
GFZ
: Degré Celsius
: Azienda Generale Italiana Petroli - General Oil Company en italien
: Agence Internationale de l‘Energie
: American Petroleum Institute
: Anglo Persian Oil Company
: Blowout Preventer
: British Petroleum
: Bureau de recherches géologiques et minières
: Carbonate de Calcium
: Oxyde de Calcium
: Compagnie Française des Pétroles
: Challenging Minisatellite Payload
: Central Intelligence Agency
: Dioxyde de Carbone
: Contrat de Partage de Production
: Contrat de Partage de Production
: coups par seconde
: Cycling Steam Stimulation
: Centistokes
: Dimension
: Courant continu
: Deutsches Zentrum für Luftund Raumfahrt
: Economic Development Board of Madagascar
: Etude d‘Impact Environnemental
: Electrical Resistivity Tomography
: Agence Spatiale Européenne
: Ecole Supérieur Polytechnique d‘Antananarivo
: feet (pied)
: Geo-ForschungsZentrum (centre de recherche de Potsdam)
~ iv ~
GOCE
GRACE
h
H2O
H2S
HSE
IDE
IFP
IH
IP
kg
kW
m
Mg
MOSA
NIOC
NSAI
nT
OCDE
OMNIS
ONU
OPEP
P.P
P.S
PCIAC
PMAE
PMSS
RAN
S A
s
S1
S2
: Gravity field and steady state Ocean Circulation Explorer
: Gravity Recovery and Climate Experiment
: Heure
: Eau
: Hydrogène sulfuré ou Sulfure d'Hydrogène
: Health, Safety Environnement
: Investissements directs étrangers ou à l'étranger
: Institut Français du Pétrole
: Index d‘hydrogène
: Indice de Production
: Kilogramme
: Kilowatt
: Mètre
: Magnésium
: Madagascar Oil S.A
: National Iran Oil Company
: Netherland Sewell and Associates Inc.
: Nanotesla
: Organisation de Coopération et de Développement Economiques
: Office des Mines Nationales et des Industries Stratégiques
: Organisation des Nations Unis
: Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole
: Polarisation provoquée
: Polarisation spontanée
: Petro-Canada International Assistance Corporation
: Plateformes auto-élévatrices
: Plateformes semisubmersibles
: Radioactivité naturelle
: Société Anonyme
: Seconde
: Potentiel en hydrocarbures libres
: Potentiel en hydrocarbures résiduels
~ v ~
SAGD
SERP
SF
SMMII
SPM
TOC
V
: Steam Assisted Gravity Drainage
: Service des Mines et du Syndicat des Etudes et Recherches Pétrolières
: Steam Flooding
: Système Magnétomètre Marin
: Société des Pétroles de Madagascar
: Carbone organique total
: Volt, unité de la tension électrique
~ vi ~
LISTE DES FIGURES Figure 1: Les pionniers de la découverte du pétrole ------------------------------------------------------ 4
Figure 2: Activités d'exploration pendant la période coloniale --------------------------------------- 11
Figure 3: Activités d'exploration de 1960 à 1975 ------------------------------------------------------- 11
Figure 4: Blocs pétroliers ----------------------------------------------------------------------------------- 15
Figure 5: Premiers Pays Producteurs --------------------------------------------------------------------- 19
Figure 6: Pays Consommateurs ---------------------------------------------------------------------------- 20
Figure 7: Réserves prouvées ------------------------------------------------------------------------------- 21
Figure 8: Diagramme de genèse des hydrocarbures ---------------------------------------------------- 29
Figure 9 : Pièges structuraux ------------------------------------------------------------------------------- 36
Figure 10: Pièges stratigraphiques ------------------------------------------------------------------------ 37
Figure 11 : Pièges mixtes ----------------------------------------------------------------------------------- 37
Figure 12: Chronologie des activités d‘exploration pétrolière après obtention du titre minier --- 43
Figure 13: Champ magnétique terrestre ------------------------------------------------------------------ 56
Figure 14: Coupe transversale d'un poisson équipé d'un magnétomètre----------------------------- 60
Figure 15: Illustration du principe de mise en œuvre d‘un sondage --------------------------------- 65
Figure 16: Illustration du principe de mise en œuvre d‘un profil ------------------------------------- 66
Figure 17: Construction d‘une pseudo-section ---------------------------------------------------------- 66
Figure 18: Exemples de log -------------------------------------------------------------------------------- 69
Figure 19: Schéma général d‘un matériel de diagraphie ----------------------------------------------- 70
Figure 20: Exemple de log gamma ray ------------------------------------------------------------------- 71
Figure 21: Principe d‘une sonde de résistivité normale ------------------------------------------------ 72
Figure 22: Principe d‘une sonde microsismique -------------------------------------------------------- 73
Figure 23: Principe d‘une sonde gamma-gamma (ɤ-ɤ) ------------------------------------------------- 74
Figure 24: Principe d‘une sonde neutron-neutron (N-N) ---------------------------------------------- 74
~ vii ~
Figure 25: Diagraphies nucléaires ------------------------------------------------------------------------- 76
Figure 26: Géométrie de la sismique réflexion ---------------------------------------------------------- 79
Figure 27: Principe de la sismique réflexion ------------------------------------------------------------ 80
Figure 28:Géométrie de la sismique réfraction ---------------------------------------------------------- 80
Figure 29: Principe de la sismique réfraction ------------------------------------------------------------ 82
Figure 30: Imagerie du sous-sol par sismique réflexion 2D ------------------------------------------- 83
Figure 31: Imagerie du sous-sol par sismique réflexion 3D ------------------------------------------- 84
Figure 32: Campagne sismique offshore dans le champ de Palanca (Angola) --------------------- 85
Figure 33: Schéma de l'ensemble du matériel permettant le forage d'exploration ----------------- 95
Figure 34: Principe Rotary --------------------------------------------------------------------------------- 98
Figure 35: Diverses sections d‘un puits de forage ----------------------------------------------------- 101
Figure 36: Détails de cimentation ------------------------------------------------------------------------ 104
Figure 37: Cimentation par tiges ------------------------------------------------------------------------- 104
Figure 38: Différents types de plateformes ------------------------------------------------------------- 111
Figure 39: Forage directionnel ---------------------------------------------------------------------------- 112
Figure 40: Plans d‘inclinaison et de direction d‘un puits suivant la profondeur ------------------ 113
Figure 41: Plateforme offshore à forage directionnel ------------------------------------------------- 114
Figure 42: Développement de champ pétrolifère situé sous une ville ------------------------------ 114
Figure 43: Développement d‘un réservoir difficile d‘accès ------------------------------------------ 115
Figure 44 : Autres situations nécessitant un forage directionnel------------------------------------- 115
Figure 45: Présentation des cinq blocs acquis par Madagascar Oil --------------------------------- 118
Figure 46: Bloc 3104 - Tsimiroro ------------------------------------------------------------------------ 119
Figure 47: Localisation du gisement de Tsimiroro ---------------------------------------------------- 120
Figure 48: Résumé des activités marquantes sur Tsimiroro ------------------------------------------ 123
Figure 49: Acquisition sismique -------------------------------------------------------------------------- 124
Figure 50: Lignes des études ERT ----------------------------------------------------------------------- 124
~ viii ~
Figure 51: Projet Tsimiroro ------------------------------------------------------------------------------- 126
Figure 52: Puits de CSS ----------------------------------------------------------------------------------- 127
Figure 53: Principe de Steam Flooding ------------------------------------------------------------------ 128
Figure 54: Puits de SAGD --------------------------------------------------------------------------------- 129
Figure 55: Présentation du bloc --------------------------------------------------------------------------- 132
Figure 56: Situation du bloc de Manja ------------------------------------------------------------------ 132
Figure 57: Localisation des forages et des lignes sismiques ----------------------------------------- 134
Figure 58: Carte gravimétrique de la zone d'étude ----------------------------------------------------- 140
Figure 59: Carte d'anomalie magnétique ---------------------------------------------------------------- 141
Figure 60: Utilisations du pétrole --------------------------------------------------------------------------- a
Figure 61: Schéma des procédés de raffinage ------------------------------------------------------------- b
Figure 62: Schéma bilan des usages publics et industriels du pétrole --------------------------------- d
Figure 63: Schéma structural du bassin de Morondava -------------------------------------------------- f
~ ix ~
LISTE DES PHOTOS Photo 1: Scanner de carotte ........................................................................................................... 46
Photo 2: Gravimètres terrestres statiques ...................................................................................... 52
Photo 3: Têtes de forage ................................................................................................................ 96
Photo 4: Une tête de forage placée au bout des tiges pour broyer la roche .................................. 97
Photo 5 : Différentes plate-formes .............................................................................................. 108
Photo 6: Puits de forage d‘exploration ........................................................................................ 125
Photo 7 : Carte gravimétrique satellitaire montrant les variations de l‘anomalie gravimétrique
dans les blocs de Tsimiroro et de Manja ..................................................................................... 138
Photo 8: Carte magnétique satellitaire montrant les anomalies magnétiques dans les blocs de
Tsimiroro et de Manja ................................................................................................................. 139
~ x ~
LISTE DES TABLEAUX
Tableau 1: Activités d‘exploration de 1976 vers l‘année 2000 ..................................................... 13
Tableau 2: Activités d‘exploration vers le début des années 2000 ............................................... 16
Tableau 3: Blocs pétroliers ............................................................................................................ 17
Tableau 4: Les compagnies restant en activités jusqu‘à aujourd‘hui ............................................ 18
Tableau 5: Exemples de roches -mères ......................................................................................... 30
Tableau 6: Exemples de roches-réservoirs .................................................................................... 31
Tableau 7: Exemples de roches-couvertures ................................................................................. 32
Tableau 8: Comparaison entre les diverses parties des sondes ɤ-ɤ et N-N ................................... 75
Tableau 9: Tableau récapitulatif des méthodes géophysiques ...................................................... 87
Tableau 10: Evolution des travaux d'exploration à Tsimiroro .................................................... 121
Tableau 11: Evolution des travaux d'exploration à Manja .......................................................... 135
~ 1 ~
INTRODUCTION
Le pétrole est devenu, à partir des années 50, la première source d'énergie dans le
monde. Sa forte densité énergétique en fait la matière première irremplaçable utilisée par
l'industrie de la pétrochimie pour un nombre incalculable de produits de la vie quotidienne :
matières plastiques, médicaments, engrais, matériaux de construction, peintures, vêtements,
colorants, produits cosmétiques, production électrique, carburants qui alimentent les transports.
Malgré qu‘on puisse trouver le pétrole en grandes quantités sous la surface de la terre,
depuis un certain temps, quelques scientifiques ont découvert que bientôt la Terre ne pourrait
plus fournir cette source d‘énergie. En fait, notre civilisation industrielle moderne dépend du
pétrole et de ses dérivés; la structure physique et le mode de vie des communautés suburbaines
qui entourent les grandes villes sont le résultat d'un approvisionnement en pétrole à grande
échelle et peu coûteux. Par ailleurs, les objectifs des pays en voie de développement, à savoir
l'exploitation de leurs ressources naturelles et la fourniture de produits alimentaires à leurs
populations en pleine expansion, sont fondés sur le principe de la libre disponibilité du pétrole.
Toutefois, ces dernières années ont montré que cette disponibilité au plan mondial n'a cessé de
décroître et que son coût relatif a augmenté.
On estimait que les réserves totales de pétrole de notre planète s'élevaient à l'origine à
2000 milliards de barils, dont 900 milliards de barils auraient déjà été utilisés. Par conséquent, il
ne nous resterait alors plus que quelques dizaines d'années avant d'épuiser nos réserves. Mais la
nature est faite de telle manière que plus nous arrivons à la fin des réserves de pétrole, plus il est
difficile de l'extraire.
De ce fait, l‘exploitation des réserves de pétrole non conventionnel, anciennement
qualifiées d‘être très couteuses s‘avère maintenant rentable par rareté. Cela a favorisé les
recherches poussées sur les diverses techniques d‘exploration de ces ressources de pétrole et de
gaz.
Ainsi, afin de remédier temporairement à cette situation jusqu‘à l‘épuisement total des
ressources pétrolières, il est indispensable d‘améliorer les moyens techniques d‘investigation. Le
thème de ce mémoire s‘intitule alors : « ANALYSE DE L’EVOLUTION DES
TECHNOLOGIES APPLIQUEES A L’EXPLORATION ET AU DEVELOPPEMENT DES
~ 2 ~
GISEMENTS PETROLIERS ». Notre objectif est de trouver les différentes techniques
d‘exploitation appropriées au cas de Madagascar.
Au terme de ce mémoire, nous visons de pouvoir appliquer ces technologies en vue du
développement progressif des recherches pétrolières à Madagascar. Pour ce faire, le travail se
divise en trois grandes parties :
Dans la première partie, nous allons nous étaler sur les généralités du pétrole, tout en
détaillant les points essentiels de son histoire, les différentes étapes de sa formation jusqu‘à
ses piégeages.
La deuxième partie raconte les diverses techniques utilisées pour l‘exploration pétrolière, en
commençant par les concepts de base de la géologie du pétrole, suivi des méthodes
d‘investigations géophysiques, les analyses géochimiques, et de décrire la technique de
forage de reconnaissance pétrolière.
Pour terminer, la troisième et dernière partie est centrée sur des études de cas, cas d‘huile
lourde de Tsimiroro par la compagnie américaine Madagascar Oil SA et celui de
l‘exploration du gaz naturel sise à Manja par la compagnie suisse Mocoh SA.
PREMIERE PARTIE :
GENERALITES SUR LE
PETROLE
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 4 ~
Chapitre I: HISTORIQUE DU PETROLE
I.1. LA PREMIERE DECOUVERTE DU PETROLE [31]
Le 27 août 1859, du pétrole a jaillit pour la première fois du sous-sol des États-Unis.
Cette découverte survient à un moment où les besoins d'éclairage n'arrivent plus à être satisfaits
avec l'huile de baleine traditionnelle et le kérosène, un combustible extrait du charbon.
Source http://slicethelife.com/2012/08/27/colonel-edwin-drake-strikes-oil-near-titusville-pennsylvania-this-day-1859/
Figure 1: Les pionniers de la découverte du pétrole
Ce miracle s‘est produit au nord-est du pays, en Pennsylvanie, au lieu-dit Old Creek («la mare
d'huile»), près de Titusville. Son auteur est un bourlingueur du nom d'Edwin L. Drake qui avait
39 ans à l‘époque, surnommé «colonel Drake». Le 30 Août 1859, à Titusville en Pennsylvanie, le
"Colonel" Edwin Drake forait le premier puits producteur de pétrole. Ayant pratiqué tous les
métiers y compris celui de conducteur de train, il s'établit dans cette ville avec sa famille.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 5 ~
Ensemble, ils ont creusé un puits grâce à un trépan suspendu à un câble et mis en mouvement par
une machine à vapeur. Le précieux liquide a jailli lorsque le trépan a atteint 23 mètres de
profondeur seulement. Dès le premier jour, avec une production de l'ordre de huit ou dix barils,
Drake multiplie la production mondiale de pétrole par deux ! Il s'ensuit une première ruée vers
l'or noir. La région se couvrait alors de derricks et procurait la fortune à de nombreux audacieux.
C'est aux États-Unis que naquit réellement l'industrie pétrolière moderne, déjà conduite par des
financiers et industriels recherchant le profit rapide. Dès janvier 1870, John R. Rockefeller fonde
la Standard Oil et s'assure 95 % du marché mondial du pétrole. La production alors concentrée
aux Etats Unis essaime vers d'autres pays grâce à l'action des compagnies pétrolières
américaines.
I.2. LES DATES CLES DE L’HISTOIRE DU PETROLE [29]
Le pétrole devenait alors un produit-clé et une grande puissance dans l'économie
moderne mondiale. Le pétrole avait depuis largement contribué au développement technologique
du XXème siècle et les problématiques qui s'annonçaient.
Voici la chronologie des évènements ayant spécialement marqués l‘histoire du pétrole :
1859 : Premières découvertes de pétrole en Pennsylvanie par Edwin Drake et George Bissell.
1870 : John D. Rockefeller fonde la Standard Oil (Cleveland, Ohio), société de raffinage de
pétrole, dont l‘activité principale est la production du kérosène comme source d‘éclairage. Elle
détient rapidement 80 % du raffinage et 90 % du transport pétrolier américain.
1873: la famille NOBEL entreprend des recherches de pétrole dans la région de Bakou (de nos
jours l‘Azerbaïdjan).
1882 : T.EDISON invente l‘ampoule électrique qui met en danger le développement du marché
du pétrole.
1885 : ROTHSCHILD développent le marché du pétrole en Russie.
1892 : Marcus Samuel crée la compagnie Shell dont le but est le transport du pétrole par le canal
de Suez.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 6 ~
1901 : Première concession anglaise au Moyen-Orient. Extraction pétrolière sur le territoire
perse (Iran).
1901-1905 : Du pétrole est découvert et exploité dans différents États américains (Texas,
Californie, Oklahoma).
1907 : Fusion des compagnies pétrolières Shell et Royal Dutch.
1911 : Démantèlement de la Standard Oil et création de sept entreprises : Standard Oil of New
Jersey (50 % du capital) qui deviendra Exxon, Standard Oil of New York, plus tard Mobil,
Standard Oil of California qui deviendra Chevron, Standard Oil of Ohio qui deviendra Sohio,
Standard Oil of Indiana qui deviendra Amoco, Continental Oil qui deviendra Conoco, Atlantic
qui deviendra Arco.
1913 : Création de l‘Anglo Persian Oil Company, qui deviendra British Petroleum en 1954.
1920 : Accords de San Remo sur le partage de l‘exploitation des ressources de l‘Irak.
1922 : Le Vénézuela devient un grand pays pétrolier.
1924 : Création de la Compagnie Française des Pétroles, future Total.
1927 : Boom de la production pétrolière en Irak.
1933 : La Standard Oil de Californie investit fortement dans le forage de pétrole en Arabie
saoudite.
1937 : Nationalisation de l‘industrie pétrolière mexicaine.
1938 : Boom de la production pétrolière au Koweït et en Arabie saoudite.
1943 : Loi pétrolière de l‘État vénézuélien qui récupère une partie des concessions et perçoit la
moitié des recettes des sociétés. C‘est le premier partage 50/50 entre un État producteur et les
grandes compagnies.
1945 : Rencontre entre le président américain Roosevelt et le roi d‘Arabie saoudite Ibn Seoud à
bord du Quincy au large de l'Égypte : les États-Unis échangent leur soutien au régime saoudien
contre l‘exploitation des richesses pétrolières.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 7 ~
1950 : Accord entre l‘Arabie saoudite et la compagnie pétrolière Aramco généralisant le principe
du partage des revenus pétroliers à 50/50 entre grandes compagnies et pays producteurs.
1951 : En Iran, nationalisation de l‘industrie pétrolière par le Premier ministre Muhammad
Mossadegh et création de la National Iran Oil Company.
1953 : Un coup d'État orchestré par la CIA renverse le gouvernement de M. Mossadegh en Iran.
1956 : Nationalisation des actifs de la Compagnie du canal de Suez par le président égyptien,
Gamal Abdel Nasser ;
Découverte de pétrole au Sahara et au Gabon. Boom de la production pétrolière en
Algérie - alors française - et au Nigeria.
1959 : Découverte de gisements pétroliers en Libye
14 septembre 1960 : Création de l‘OPEP par l‘Arabie saoudite, l‘Irak, l‘Iran, le Koweït et le
Venezuela.
1965 : Création de Elf Erap en France.
1969 : Début de la production de pétrole en Chine.
15 février 1971 : Accords de Téhéran. Fin du principe 50/50.
Juin 1972 : Nationalisation de l‘Irak Petroleum Company.
Octobre 1973 : Guerre du Kippour. Les États arabes décident une série de hausses des prix du
baril en représailles au soutien américain à Israël. Premier choc pétrolier.
1974 : L‘OPEP lève l‘embargo pétrolier contre les États-Unis, le Danemark et les Pays-Bas ;
Création de l‘AIE.
7 janvier 1975 : Les pays de l'OPEP décident une augmentation de 10 % du prix du pétrole.
1976 : Nationalisation de l‘Aramco par l‘Arabie saoudite.
Février 1979 : La révolution iranienne provoque une vaste perturbation des approvisionnements
occidentaux de pétrole en provenance du golfe Persique. Deuxième choc pétrolier.
22 septembre 1980 : L‘Irak attaque l‘Iran. La première guerre du Golfe durera huit ans.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 8 ~
1982 : Début de la baisse des prix du pétrole.
L‘OPEP établit des quotas de production, difficilement respectés par les États membres.
1985 : La hausse du dollar équivaut à un troisième choc pétrolier.
avril 1986 : Contre-choc pétrolier : effondrement des prix du pétrole (le baril chute à 7 dollars).
Août 1990-février 1991 : Deuxième guerre du Golfe. L‘Irak envahit le Koweït, causant de
nouvelles perturbations dans les approvisionnements de pétrole en provenance du golfe Persique.
Libération du Koweït par une coallition internationale menée par les États-Unis. L‘ONU décide
un embargo contre l‘Irak.
21 décembre 1991 : Dissolution de l‘Union soviétique, l‘un des trois plus grands producteurs
mondiaux de pétrole.
1992 : Baisse rapide des prix du baril.
28 novembre-1er décembre 1997 : L‘OPEP se réunit à Djakarta et relève sa production de 10 %,
provoquant une baisse des cours de 40 %. Le prix du pétrole chute à 10 dollars le baril. L‘OPEP
rétablit les quotas en août.
1998 : La région de Bakou (et la mer Caspienne en général) devient le nouveau centre d‘intérêt
des compagnies pétrolières mondiales.
1999-2000 : Forte remontée des prix du baril à la suite d‘un accord entre l‘OPEP et les autres
pays producteurs.
27-28 septembre 2000 : Le sommet de Caracas, deuxième de l'histoire de l'OPEP, marque le
retour de l'organisation sur la scène internationale à l‘occasion des 40 ans du cartel et réunit les
onze États membres, ainsi que l'Angola, le Mexique, la Norvège, Oman et la Russie, invités en
tant qu'observateurs.
11 septembre 2001 : Les attentats terroristes aux États-Unis causent une forte récession
économique génératrice d‘une contraction de la demande mondiale et de la baisse des prix du
pétrole.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 9 ~
2002 : Sommet des pays riverains de la mer Caspienne qui n‘aboutit pas à un accord sur le
partage global des ressources en pétrole et en gaz.
Dans un contexte de grande incertitude concernant l‘Irak et le Venezuela (et l‘avenir de leur
production), l‘OPEP freine la surproduction de pétrole.
20 mars 2003 : Les troupes américano-britanniques attaquent l‘Irak et renversent le régime de
Saddam Hussein en avril. La troisième guerre du Golfe entraîne une perturbation des marchés
pétroliers.
24 septembre 2003 : L'Irak redevient membre de plein droit de l'OPEP.
29 août 2005 : L‘ouragan Katrina, qui dévaste la Louisiane et le Mississippi, détruit une partie
des installations d‘extraction pétrolière offshore du golfe du Mexique.
Août 2006 : Le pétrole atteint plus de 78 dollars le baril en août, soit un triplement des cours
depuis 2002, avant de redescendre autour des 60 dollars à la fin de l‘année.
17-18 novembre 2007 : Lors du 3ème sommet de l'OPEP à Ryad (Arabie saoudite), les chefs
d'État des États membres s'engagent à continuer d'approvisionner les marchés de manière
"suffisante et fiable".
2 janvier 2008 : Le baril atteint les 100 dollars à la bourse de New York, pour la première fois de
son histoire, ce qui correspond à son plus haut niveau en dollars constants depuis avril 1980. Le
baril franchit les 130 dollars en mai et les 140 dollars en juin. Dès juillet, le prix du baril
s‘effondre pour atteindre les 35 dollars à la fin de l‘année.
2009-2010 : Le prix du baril remonte, atteignant les 90 dollars fin 2010.
20 avril 2010 : L'explosion de la plateforme DeepWater Horizon de BP (British Petroleum) dans
le golfe du Mexique provoque la plus grande marée noire de l'histoire de l'industrie pétrolière,
avec plus de 4,9 millions de barils déversés dans l'océan dans les semaines qui suivent.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 10 ~
I.3. HISTORIQUE DE L’EXPLORATION PETROLIERE A MADAGASCAR
[34] [23] [11]
A Madagascar, les premiers indices de l'existence de pétrole remontent au début du
XXème siècle. A cette époque, les Malgaches des côtes utilisaient déjà du goudron pour le
revêtement de leurs embarcations. L‘historique de l‘exploration pétrolière de notre pays se fait
de façon chronologique suivant les régimes politiques rencontrés.
I.3.1. De 1900 à 1975
Entre 1902 et 1906, les premières concessions pétrolières furent ouvertes dans la région de
Tsimiroro, au sud de la Grande île. Jusqu'en 1909-1918, trois compagnies britanniques firent les
premiers forages. Durant les années 1920 et 1930, ces entreprises furent remplacées par des
opérateurs français du Service des Mines et du Syndicat des Etudes et Recherches Pétrolières. A
partir de 1945 et durant la période de l'après seconde guerre mondiale, des cartes complètes de la
géologie de Madagascar furent établies. En 1950, l'entreprise française Société des pétroles de
Madagascar succéda au SERP et assuma l'exploration durant 15 ans dans la région de
Morondava et jusqu'à Toliara. De 1966 à 1975, l'intérêt des multinationaux pétroliers prit de
l‘ampleur. Pas moins de six compagnies réalisèrent des travaux d'exploration au moyen de
technologies de pointe pour l'époque, comme la prospection sismique digitalisée, ce qui leur
permit de trouver d'importants gisements de gaz et pétrole jusqu'alors inconnus. Puis, tout fut mis
en stand-by pour une durée indéterminée car les capitalistes occidentaux s‘étaient trouvés face à
une révolution socialiste taxée de marxiste qui ne leur disait rien de bon. Cependant, il était clair
que Madagascar était riche en gaz naturel et en pétrole, aussi bien on shore qu‘en offshore.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 11 ~
Source Historique OMNIS 2010
Figure 2: Activités d'exploration pendant la période coloniale
Source Historique OMNIS 2010
Figure 3: Activités d'exploration de 1960 à 1975
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 12 ~
I.3.2. De 1976 vers l’année 2000
En 1976, création de l'Office Militaire National pour les Industries Stratégiques
(OMNIS), il commençe à réaliser ses propres travaux d'exploration. En 1980, la Banque
Mondiale aida l'OMNIS à développer un programme de diffusion et de communication; à rédiger
un catalogue d'informations techniques et à élaborer un nouveau code pétrolier ainsi que de
nouvelles normes fiscales et légales afin d‘attirer les investisseurs étrangers. Dans cette optique,
la rédaction du rapport géologique des prospections pétrolières et de gaz fut confiée à l'entreprise
suisse PETROCONSULTANTS.
En 1980, le premier appel d'offre s'adressa à plus de 50 compagnies pétrolières et
concernait l'octroi de 40.000 km² de concessions. A cette époque, l'OMNIS était aussi disposé à
envisager des accords d'exploration visant des régions non inclues dans cette superficie. En 1981,
MOBIL OIL et OCCIDENTAL OIL signèrent chacune un contrat d'exploration. La zone
revenant à la compagnie MOBIL, intéressée autant par l'exploitation du gaz que par les différents
types de pétrole, se situait dans la partie Nord et offshore du bassin de Morondava (36.000 Km²).
Le bloc d'OCCIDENTAL, exploré en consortium avec UNOCAL et selon des techniques on
shore, se trouvait au sud de Morondava (21.500 Km²). En avril 1982, AGIP
CORTEMAGGIORE signa un contrat d'exploration offshore et on shore de la zone de
Mahajanga. La quatrième compagnie qui arriva à Madagascar fut AMOCO, qui s'engagea, la
même année, à prospecter en on shore dans la partie centrale du bassin de Morondava. Elle avait
pour sous-traitant BAWDEN et GEOSOURCE. Après 1982, l'OMNIS fit à un second appel
d'offres concernant les zones on shore du centre et du sud de Morondava ainsi qu'une région
offshore, mais aucune nouvelle compagnie n'y répondit. AMOCO étendit ses travaux à un des
blocs on shore de Morondava. Jusqu'en 1987, les résultats de l'exploration restèrent
confidentiels. Puis, subitement, toutes les compagnies plièrent bagages. Cependant, on sait que 8
puits ont été forés : un par MOBIL, deux par OCCIDENTAL-UNOCAL et cinq par AMOCO.
AGIP ne creusa pas de puits mais effectua des opérations d'exploration sismique et révisa ses
travaux de prospection datant des années 1970. De son côté, l'OMNIS poursuivit ses recherches
géologiques dans la région de Tsimiroro dans le but d'octroyer de nouvelles concessions.
PETRO-CANADA INTERNATIONAL Assistance Corp. (PCIAC) réalisa des travaux de forage
pour l'OMNIS dans le bloc d‘AMOCO et y trouva le premier gisement commercial de gaz de
Morondava.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 13 ~
En 1997, l‘OMNIS, devenu Office des Mines Nationales et des Industries Stratégiques.
Ce changement de statut s‘avérait nécessaire pour se conformer aux réalités vécues par l'Office
dans ses activités et s'adapter à ses nouvelles fonctions: Promotion et valorisation des ressources
minières à Madagascar. En l‘an 2000, cinq compagnies pétrolières travaillaient avec l‘OMNIS :
TRITON Energy Inc., VANCO Energy Company, HUNT Oil Company, ANADARKO
Petroleum Corporation, XPRONET Canal Profond Ltd, toutes ayant leur siège à Houston ou à
Dallas au Texas.
Tableau 1: Activités d‘exploration de 1976 vers l‘année 2000
PETROLE NON CONVENTIONNEL
Bemolanga
Sondage puits carottés
Etudes pilote extraction
Etude préfaisabilité & faisabilité syncrude (25000 à 50000bbl/j)
Tsimiroro
Sismique conventionnel
Sismique haute résolution
21 puits carottés
PETROLE CONVENTIONNEL
1er
Code pétrolier 80-001 (06 Juin 80) : Convention d‘association
Acquisition de données
Sismiques 2 321km (onshore) et 23 310km (offshore)
Aéromagnétisme 32 774km
Magnétisme 6 947km
02 Puits forés dont 01 découverte GAZ WEST-MANAMBOLO 1(1987)
CONTRAT D’ASSOCIATION
MOBIL OIL (1983): PERMIS MORONDAVA offshore
Indice de gaz: 01 Puits MORONDAVA-1
AGIP(1985) : PERMIS MAJUNGA Offshore & Onshore
OCCIDENTAL OIL (1983): PERMIS SAKARAHA
Indice d‘huile: 02 Puits VOHIBASIA-1 & AMBANASA-1
AMOCO(1983): PERMIS MORONDAVA central
Indice d‘huile et de gaz: 01 Puits MANAMBOLO 1
SHELL(1988):PERMIS MANANDAZA
Indice d‘huile: 01 Puits MAROVOAY-1
MAXUS(1990) : PERMIS AMBILOBE Offshore
BHP (1990) : PERMIS CAP SAINT ANDRÉ Offshore
2ème
Code pétrolier 96-018 du 04 SEPT 1996 : Contrat de Partage de Production ou toute
autre forme de contrat
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 14 ~
GULFSTREAM (1996) : PERMIS MAHAJAMBA ET ANTONIBE Offshore
HUNT (1997): PERMIS TSIMIRORO, BEMOLANGA et MAJUNGA Central
TRITON ENERGY(1997 ): PERMIS AMBILOBE Offshore & CAP STE MARIE
Offshore
Source Historique OMNIS 2010
I.3.3. 2002 vers l’année 2009
Par suite des évènements de 2002, c‘est vers 2004 que les compagnies pétrolières sont
revenues et de plus en plus nombreuses. Attirées par le système alléchant mis en place par
l‘EDBM ou Economic Development Board of Madagascar, l‘IDE (Investissements directs
étrangers ou à l'étranger) est lancé sur ces grands travaux d‘exploration comme l‘ilménite, le
nickel et le cobalt. En ce temps, il y avait 20 blocs on shore et 7 blocs offshore exploités à
Madagascar opérés par les compagnies suivantes (du Nord-Ouest au Sud-Est) : EAX/CANDAX,
STERLING Group, MADAGASCAR NORTHERN Petroleum, EXXON MOBIL Group,
WILTON Petroleum Ltd, MAJUNGA OIL Sarl, MADAGASCAR PETROLEUM
INTERNATIONAL Ltd, VARUN PETROLEUM Sarl, ESSAR ENERGY, MADAGASCAR
OIL Sarl, MAREX/ROC OI, AMICOH, TULLOW, MADAGASCAR SOUTHERN
PETROLEUM, PETROMAD.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 15 ~
Source http://www.omnis.mg/pictures/photo_petrolium.pdf
Figure 4: Blocs pétroliers
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 16 ~
Tableau 2: Activités d‘exploration vers le début des années 2000
ACTIVITES ONSHORE ACTIVITES OFFSHORE
MADAGASCAR OIL(2004) :
Morondava
Manandaza
Tsimiroro
Manambolo
Bemolanga(repris à 60% par TOTAL
E&P en 2008)
MAJUNGA OIL(2004) :
Majunga
GROUP SUNPEC:
Bekodoka (2005)
SAkaraha (2005)
Antsohihy (2007)
Toliary (2007)
AMICOH(2005) :
Permis Manja
EAX/CANDAX(2007) :
Ambilobe
WILTON PETROLEUM(2007) :
Marovoay
TULLOW(2006) :
Mandabe
Berenty
ESSAR ENERGY(2007):
Melaky
Mahafaly
Morombe
PETROMAD(2007) :
Lac Bezaha
VARUN PETROLEUM(2008) :
Tambohorano
VANCO (2001) :
Majunga profond racheté par Exxon Mobil
en 2005
STERLING ENERGY (2004) :
Ambilobe
GROUPE STERLING /
ExxonMobil(2004):
Ampasindava
ExxonMobil(2005) :
Cap ST André
MAREX/ROC OIL(2007) :
Grand Prix
NIKO RESSOURCES(2007) :
Belo Profond
Source OMNIS 2010
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 17 ~
I.3.4. De 2009 à aujourd’hui
En 2009, on peut compter 266 blocs pétroliers dans le cadre de l‘exploration pétrolière à
Madagascar. Les blocs terrestres sont au nombre de 20 ; tandis que pour les activités en
Offshore, 246 blocs.
Après révision de la répartition des blocs, voici un tableau récapitulatif de ces derniers en 2012 :
Tableau 3: Blocs pétroliers
BLOCS Zone Terrestre Zone marine
Octroyés 18 6
Libres 02 222
TOTAL 20 228
Compagnies opérant EAX
MNPC (Groupe Sunpec)
OPHIR
MPIL (Groupe Sunpec)
VARUN
TOTAL E&P
MADAGASCAR OIL
ESSAR
AMICOH
TULLOW
MSPC (Groupe Sunpec)
PETROMAD
MEIL(Groupe Sunpec)
STERLING ENERGY
EXXONMOBIL
SAPETRO/MAREX
NIKO/ENERMAD
Source Journée du pétrole amont OMNIS 2012
Madagascar reste cependant en pleine phase d‘exploration : 24 contrats pétroliers ont été signés
par 17 compagnies pétrolières.
Les activités des compagnies pétrolières se résument comme suit :
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 18 ~
Tableau 4: Les compagnies restant en activités jusqu‘à aujourd‘hui
Bassins Blocs Compagnie/
Consortium
Phase
d’exploration
AMBILOBE
OFFSHORE Ambilobe STERLING Energy
Phase II ONSHORE Antsiranana
AFREN-EAX 90%
CANDAX 10%
MAJUNGA
OFFSHORE
Ampasindava
EXXONMOBIL70%
STERLING Energy
30% Phase III
Majunga
profond
EXXONMOBIL 50%
BG 30%
SKC 10%
PIDC 10%
Cap St André EXXONMOBIL Phase II
ONSHORE
Antsohihy MNPC (Groupe
Sunpec) Phase II
Marovoay OPHIR 80%
WILTON 20%
Bekodoka MPIL (Groupe
Sunpec) Phase III
MORONDAVA
OFFSHORE
Belo profond SAPETRO 90%
MAREX 10% Phase II
Grand Prix NIKO 75%
ENERMAD 25%
ONSHORE
Tambohorano VARUN Phase I
Bemolanga TOTAL 60%
MOSA 40% Phase III
Melaky ESSAR ENERGY Phase II
Morombe
Tsimiroro
MOSA Phase III Manambolo
Morondava
Manandaza
Manja AMICOH Phase II
Mandabe TULLOW OIL Phase II
Berenty
Toliara MSPC (Groupe
Sunpec) Phase III
Sakaraha
Bezaha PETROMAD Phase II
Source Journée du pétrole amont OMNIS 2012
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 19 ~
I.4. PRODUCTEURS – CONSOMMATEURS – RESERVES PROUVEES [32]
[27]
I.4.1. Principaux pays producteurs
L‘exploitation des premiers grands champs pétroliers découverts au début du XXe
siècle est rapidement concédée par les États aux grandes compagnies internationales disposant
des ressources technologiques et financières nécessaires en échange de royalties. Conscients des
possibilités offertes par la richesse pétrolière, ces États nationalisent progressivement, et plus ou
moins pacifiquement, leur production de pétrole brut à partir des années 1950. Aujourd‘hui, ce
sont principalement des compagnies nationales qui extraient le pétrole en amont et des
compagnies internationales qui gèrent l‘aval de la production (transformation et distribution).
Source BP, Statistical Review of World Energy 2010, www.bp.com
Figure 5: Premiers Pays Producteurs
I.4.2. Principaux pays consommateurs
La consommation de pétrole a progressivement décru au cours des dernières années
dans les pays de l‘OCDE (-4,8 % en 2009), en raison de la cherté des prix et du développement
de ressources énergétiques alternatives. L‘appétit en hydrocarbures des pays émergents comme
l‘Inde et la Chine compense toutefois cette tendance et promet de beaux jours à l‘industrie
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 20 ~
pétrolière, qui fournira encore 32 % des besoins énergétiques mondiaux à l‘horizon 2015,
d‘après les prévisions de l‘AIE.
Source BP, Statistical Review of World Energy 2010, www.bp.com
Figure 6: Pays Consommateurs
I.4.3. Réserves prouvées de pétrole
L‘estimation des réserves de pétrole ne correspond pas à la quantité de pétrole connue,
mais à la quantité de pétrole exploitable à un instant donné. En effet, l‘extraction est rentable ou
non en fonction du cours du baril, ce qui explique l‘augmentation des réserves prouvées dans la
plupart des pays producteurs : la hausse du prix du baril justifie l‘exploitation de champs
pétrolifères jusqu‘alors considérés comme peu rentables. Par exemple, les vastes réserves de
sable bitumineux découvertes en 2007 au Brésil vont permettre au pays d‘augmenter sa
production, ce qui était impossible tant que le prix du baril ne permettait pas d‘envisager ce type
d‘exploitation coûteuse. Les chiffres des réserves de pétrole ayant en outre une influence directe
sur les prix et la production, ils auront donc tendance à être sous-estimés par les compagnies
pour diminuer le coût de leurs concessions. Ils seront au contraire surestimés par les États dont le
quota de production défini par l‘OPEP dépend des réserves prouvées.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole
~ 21 ~
Source BP, Statistical Review of World Energy 2010, www.bp.com
Figure 7: Réserves prouvées
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE Chapitre II : Nature, origine et genèse du pétrole
~ 22 ~
Chapitre II: NATURE ,ORIGINE ET
GENESE DU PETROLE
La nature, et surtout l‘origine du pétrole n‘avaient pas non seulement un intérêt scientifique
et technique, mais elles ont permis de disposer des informations sûres et efficaces sur l‘endroit
où l‘on doit rechercher le pétrole. Elles permettaient aussi de fixer les méthodes les plus
rationnelles pour l‘organisation des prospections.
II.1. NATURE DU PETROLE [6] [7]
II.1.1. Définition
Le mot « pétrole brut » (du latin petroleum, huile de pierre) désigne une huile minérale.
Le pétrole est un mélange naturel et variable d‘hydrocarbures et de composés hétéroatomiques
dont la majeure partie est de poids moléculaire élevé. Il se forme au sein de certaines assises
sédimentaires par transformation de la matière organique qui y est incorporée lors du dépôt.
Il existe une grande diversité de pétroles, tant au point de vue physique que sur le plan chimique.
Le pétrole peut adopter une texture fluide ou visqueuse et une couleur allant du vert clair au noir
foncé. Bien que tous les hydrocarbures se composent d‘atomes de carbones et d‘hydrogènes, les
pétroles bruts présentent d‘un gisement à l‘autre des agencements particuliers de composés.
L‘API distingue selon leur densité trois de pétroles bruts : lourds (moins de 25°C API), moyens
(entre 25°C et 35°C API) et légers (plus de 35°C API). Aux extrêmes, les pétroles lourds
contiennent plus de fioul (de l‘anglais fuel, mazout) et les légers, plus d‘essence. De fait, les
raffineries choisissent la provenance de leurs pétroles bruts en fonction de leurs infrastructures,
mais surtout de leurs besoins en produits finis.
II.1.2. Composition chimique
II.1.2.1. Hydrocarbures naturels
Ils sont essentiellement formés par des chaînes d‘atomes de carbone et d‘hydrogène.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE Chapitre II : Nature, origine et genèse du pétrole
~ 23 ~
Les hydrocarbures naturels se rattachent à trois grandes familles :
a. Les hydrocarbures acycliques saturés (dits paraffiniques ou alcanes) : CnH2n+2
Exemple : Propane C3H8 CH3 – CH2 – CH3
Pour 1 < n < 4 : gaz
5 < n < 15 : liquides
16 < n < 70 : pâteux ou solides (vaselines et paraffines)
b. Les hydrocarbures cycliques saturés (ou naphténiques) : CnH2n
Exemple : Cyclohexane C6H12
c. Les hydrocarbures cycliques non saturés (ou aromatiques) : CnH2n-6
Exemple : Benzène C6H6
Les huiles aromatiques fournissent des essences antidétonantes à fort indice d‘octane qui sont
particulièrement recherchées pour l‘aviation.
Rappelons qu‘en chimie organique, si tous les sites d‘atomes de carbone sont occupés par des
hydrogènes alors l‘hydrocarbure est dit saturé ; dans le cas contraire, non saturé. Les
hydrocarbures dont la chaîne se replie sur elle-même sont dits cycliques, sinon acycliques. Les
principaux éléments, comme le carbone C, l‘hydrogène H, mais également l‘oxygène O et
l‘azote N, présents dans le pétrole sont aussi ceux des organismes biologiques. Une grande partie
de O a été transformée par des bactéries en CO2 ou H2O, progressivement expulsés lors de
l‘enfouissement. De même pour une partie de N (donnant N2 et des oxydes d‘azote). Le soufre S
proviendrait de sels de sulfate dissous dans la mer.
II.1.2.2. Autres constituants
D‘autres éléments peuvent également être présents en petites quantités avec les
hydrocarbures, tels que l‘azote sous forme dissout ou à l‘état de composés organiques ; le
phosphore, ainsi que quelques substances minérales comme Ca, Mg, Si, Fe, Ni, V ; le soufre
sous forme d‘hydrogène sulfuré. Leur présence peut être soit gênants pour l‘exploitation, soit
valorisants pour le gisement.
Notons que les composés sulfurés présentent une importance capitale car ceux-ci interviennent
de façon sensible sur la valeur commerciale des huiles. Lorsqu‘il ne s‘agit que d‘hydrogène
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE Chapitre II : Nature, origine et genèse du pétrole
~ 24 ~
sulfuré H2S, l‘élimination de ce gaz est relativement aisée et peu onéreuse, mais il en va
autrement pour les produits plus complexes tels que les thiophènes, les thioéthers et les
mercaptants qui nécessitent des procédés spéciaux de raffinage. Les fractions lourdes de
nombreuses huiles brutes sont constituées par des composés de caractère mixte tels que les
asphaltènes et les résines.
II.1.2.3. Propriétés physiques et chimiques
La densité figure parmi l‘une des caractères physiques la plus importante pour les
pétroles bruts. Certains bruts sont très légers, tandis que d‘autres plus denses. « Plus un pétrole
est léger, plus son pouvoir calorifique est élevé ».
a. Caractères physiques
Les hydrocarbures peuvent se rencontrer sous différents états :
- Gazeux : gaz naturels difficilement liquéfiables ou non liquéfiables ou gaz secs
(méthane,…) ; gaz humides facilement liquéfiables (propane)
- Liquide : huiles brutes sont fluorescents par réflexion de densité pouvant varier entre
0,83 et 0,96. Elles distillent généralement en dessous de 200°C
- Pâteux : ou malthes, ayant perdu une partie de leurs fractions légères mais commençant à
s‘oxyder. Leur teneur en huile se situe entre 45 à 65%
- Solide : bitumes correspondent soit à des produits d‘oxydation d‘huiles brutes comme les
asphaltes/asphaltites ; ou bien à des produits non oxydés tels que les paraffines naturelles. Le
premier groupe se rencontre soit à l‘état libre, soit sous forme d‘imprégnation dans des roches
poreuses (grès, sables, calcaires, dolomies), tandis que le second, soit sous forme cristallisée
assez rare nommée hatchettite, soit microbiologique plus fréquente l‘ozocérite.
b. Caractères chimiques
Comme on l‘a déjà énuméré ci-dessus, le pétrole est exclusivement formé de mélanges
complexes d‘hydrocarbures.
La composition fractionnée du pétrole s‘établit par distillation et dégagement de fractions
s‘évaporant à des intervalles de température bien définies à :
- 100°C, on a de l‘essence de première qualité,
- 110°C de l‘essence spéciale,
- 130°C de l‘essence de deuxième qualité,
- 260°C du kérosène ou météor,
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE Chapitre II : Nature, origine et genèse du pétrole
~ 25 ~
- 270°C du pétrole lampant,
- 300°C se dégagent des fractions huileuses
Quant au reste, ils sont rangés parmi les mazouts.
II.1.2.4. Les Pyrobitumes
Ce sont des composés organiques qui se présentent au microscope sous forme
d‘inclusions solides de teinte jaune intimement associées à la trame minérale des roches les
contenant. La nature et l‘origine des dépôts sont très variées, les sédiments constituent alors des
schistes bitumineuses. Il peut s‘agir dans la plupart des cas de roches argilo-schisteuses, mais
parfois de marnes ou calcaires toujours finement lités, dont l‘origine ne peut être marine,
lagunaire ou lacustre.
II.2. ORIGINE DU PETROLE [14] [15] [25]
Autrefois, les géologues et les géochimistes avaient longtemps médité sur la théorie de
l‘origine minérale des hydrocarbures naturels, qu‘ils sont finalement arrivés, au début du XXème
siècle, à la conclusion que si, effectivement, le méthane CH4 est un produit en quantités
importantes par des processus physico-chimiques inorganiques, le grande masse des réserves
pétrolières classiques est d‘origine organique. Le pétrole proviendrait alors de la décomposition
de végétaux et d'organismes marins, accumulés sous la surface de la Terre.
La présence de molécules caractéristiques d‘une origine biologique a été constatée dans tous les
gisements de pétrole comme la porphyrine dérivée de la chlorophylle. Ces molécules, appelées
fossiles géochimiques ou biomarqueurs, se retrouvent presque inchangées dans des organismes
biologiques (plancton, algues marines ou lacustres, bactéries, plantes…). Elles permettent
d‘associer roches-mères et roches-réservoirs. Elles caractérisent le pétrole d‘une roche-mère en
indiquant sa principale origine biologique et de là son environnement (par ex. algue d‘eau douce
caractéristique d‘un lac). Elles permettent même de situer le début de l‘enfouissement de la
matière organique ; suivant les âges géologiques les espèces dominantes ont changé. Les plantes
ne sont apparues qu‘au début de la période carbonifère (360 à 285 millions d‘années) et sont
devenues majoritaires il y a plus de 100 millions d‘années. Ces données se recoupent bien avec
l‘étude de la formation des différentes roches d‘un bassin.
En effet, il y a plusieurs millions d'années, les restes de nombreux organismes marins se
sont déposés au fond des océans. Avec le temps ils se sont accumulés et se sont mélangés à la
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE Chapitre II : Nature, origine et genèse du pétrole
~ 26 ~
boue et au limon pour former des couches de sédiments riches en matière organique : « le
kérogène ». La matière organique est essentiellement constituée par le plancton qui est un être
vivant unicellulaire microscopique (animal et végétal) des milieux marins ou lacustres ; ajoutés
des végétaux terrestres apportés par les cours d‘eau, surtout dans les zones de delta ; mais
également des micro-organismes. Le kérogène est le résidu insoluble provenant de la
décomposition des matières organiques des sédiments marins ou lacustres par des bactéries. Il est
disséminé dans une masse minérale appelée la "roche mère" sous forme de petits filets. Les
sédiments s'enfoncent lentement dans le sol, sous l'effet de la tectonique des plaques. Sous l'effet
de la compression due aux fortes profondeurs, ces couches de sédiments se sont transformées en
roche. Avec l'augmentation de l'épaisseur de ces couches de sédiments et des apports de chaleur
géothermique, la température s'est élevée et a entraîné une décomposition des matières
organiques en substances plus simples : les hydrocarbures. Cette décomposition d'origine
thermique est nommée la pyrolyse. Le pétrole brut est formé.
II.2.1. Organismes originels des hydrocarbures
Le pétrole doit sa naissance à un groupe d‘organismes de petite taille qui pullule dans
les eaux de mer et de lagunes et dans certains lacs connus sous le nom de « Plancton ». On
distingue cependant deux sortes de planctons :
- Le phytoplancton : plancton végétal composé essentiellement par des algues
unicellulaires (diatomées) et des flagellés ;
- Le zooplancton : plancton animal comprenant de petits crustacés pélagiques
(copépodes), des foraminifères et les larves d‘à peu près tous les animaux marins.
La majorité des gisements d‘hydrocarbures dans des sédiments formés eux-mêmes au fond des
mers et des lagunes est due à une abondance toute particulière du plancton dans ces eaux. De
plus, les organismes planctoniques appartiennent pour la plupart à des groupes végétaux et
animaux archaïques, représentes dès le début des temps primaires, qui ont pu par conséquent
donner naissance aux hydrocarbures que l‘on rencontre dans les terrains cambriens et
ordoviciens. D‘autre part, de nombreux organismes planctoniques renferment dans leur
protoplasme, en plus des protéines constitutives normales, des graisses ou lipides dont la
composition est proche de celle des hydrocarbures. Chez les diatomées par exemple, le
pourcentage en poids sec de ces lipides atteint 5 à 10%. Enfin, les êtres qui constituent la
majeure partie du plancton ont un rythme de reproduction intense qui explique les accumulations
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE Chapitre II : Nature, origine et genèse du pétrole
~ 27 ~
considérables de matières organiques que l‘on trouve mêlées à de nombreux sédiments. Ce
rythme de reproduction est mis en évidence, pour les organismes possédant un squelette calcaire
ou siliceux, par l‘existence de dépôts puissants résultant de l‘accumulation de ces squelettes :
diatomites, craies à coccolithophoridés, calcaires à globigérines, radiolarites, etc….
La répartition de l‘abondance du plancton sur toute l‘étendue des mers et des océans n‘est pas
uniforme. Elle atteint le maximum au-delà des quatre-vingt mètres, à cette tranche est associée
une zone dite « zone euphotique », à travers laquelle pénètrent les radiations solaires et où le
phytoplancton est susceptible de fabriquer sa matière organique par photosynthèse grâce aux
pigments chlorophylliens qu‘il contient. Le pullulement du plancton est également fonction de la
teneur de l‘eau de mer en sels nutritifs, phosphates et nitrates en particulier. Ces sels étant
apportés à la mer par les fleuves, le plancton trouvera des conditions de développement
beaucoup plus favorables au-dessus des « plateaux continentaux » qu‘au grand large. C‘est ainsi
que les teneurs en organismes vivants des eaux marines varient dans la proportion de 1 à 50 entre
le centre des océans et les régions côtières les plus favorables.
L‘abondance du plancton est également sous la dépendance des saisons, de la température et de
la salure des eaux et du tracé des courants marins.
Dans la zone euphotique surmontant les plateaux continentaux, la quantité de matière organique
déshydratée produite annuellement par le plancton va de l‘ordre de 10 à 15g par m3, soit environ
1kg par m2
de surface de mer ou encore 1000t par km2. Et c‘est surtout par l‘eau des fleuves que
sont apportés plus considérablement dans la mer la matière organique contenant des substances
humiques, voisines des hydrocarbures.
II.2.2. Impacts sur la recherche pétrolière
La conséquence de la théorie organique est que le pétrole comme les autres ressources
fossiles sont de quantités finies. En outre, les coûts - en particulier énergétiques - limitent
fortement la partie extractible. De ce fait les découvertes sont de plus en plus maigres : champs
de plus en plus petits sur les bassins sédimentaires bien explorés et nombre de bassins encore peu
prospectés de plus en plus faibles. La théorie organique est arrivée à un tel degré de maîtrise que
l‘analyse d‘échantillons de roches-mères établisse le potentiel d‘un bassin. Il ne reste plus
cependant qu‘à trouver le pétrole piégé et accumulé dans des roches-réservoirs.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE Chapitre II : Nature, origine et genèse du pétrole
~ 28 ~
L‘histoire du pétrole avait commencé il y a plusieurs dizaines voire centaines de millions
d‘années, avec la mort d‘organismes qui, une fois enfouis et accumulés, donneront dans des
conditions bien particulières naissance aux hydrocarbures. Il faut bien insister sur le fait que cette
formation est un phénomène tout à fait exceptionnel et on a précédemment vu le rôle
considérable joué par le plancton comme fournisseur de matière organique. Les réserves
actuelles sont le résultat d‘une série de longs processus successifs : accumulation de matière
organique, préservation, enfouissement et sédimentation, puis formation de pétrole ou de gaz et
migration.
II.3. PROCESSUS DE TRANSFORMATION DE LA MATIERE
ORGANIQUE[7][15]
Le kérogène est une macromolécule inorganisée où l‘on peut reconnaître l‘héritage des
constituants issus de la matière vivante. Au cours de l‘enfouissement progressif de roches
sédimentaires contenant des débris organiques d‘origine surtout marine ou lacustre, celui-ci va
subir, grâce à l‘élévation de la température avec un gradient de température moyen de 3°C pour
100m, une série de transformations. Il va perdre tout d‘abord ses constituants oxygénés, puis
s‘appauvrir en hydrogène et produire des hydrocarbures.
Le processus de production des hydrocarbures se résume en trois phases :
- La diagenèse
- La catagenèse
- La métagenèse
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE Chapitre II : Nature, origine et genèse du pétrole
~ 29 ~
Figure 8: Diagramme de genèse des hydrocarbures
II.3.1. La diagenèse
La diagenèse se produit au-delà des premiers mètres de profondeur d‘enfouissement de
la matière organique, environ 1 000m. Les bactéries méthanogènes y ont été dissoutes afin de
donner du méthane biogénique. C‘est aussi au cours de cette étape que l‘on peut remarquer la
naissance de l‘eau et du gaz carbonique.
II.3.2. La catagenèse
Pendant cette phase, deux choses importantes ont été mises en évidence. La première est
la formation d‘huiles à une fourchette de température et de profondeur correspondant à ce que
l‘on appelle « fenêtre à huile ». Ces huiles sont du pétrole liquide situées à une profondeur
inférieure à 3 000m et à une température comprise entre 60 et 120°C. Puis, viennent des
hydrocarbures plus légers qui sont essentiellement composés de gaz dits « gaz humides ».
II.3.3. La métagenèse
Cette dernière est liée à des profondeurs et à des températures plus élevées. Les grosses
molécules d‘hydrocarbures précédemment formés ont subi un craquage, processus thermique, en
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE Chapitre II : Nature, origine et genèse du pétrole
~ 30 ~
les cassant, tout en augmentant leur teneur en produits plus légers. Il se forme surtout du
méthane (gaz sec).
II.4. SYSTEME PETROLIER [7]
L‘étape primordiale de la genèse du pétrole est la formation de la roche mère, strate qui
mêle des restes de micro-organismes et de végétaux. Cette boue sédimentaire est enfouie jusqu‘à
trois kilomètres de profondeur où elle se transforme après plusieurs étapes en pétrole, eau et gaz.
Sous la pression des gaz, le pétrole est expulsé de la roche mère (migration), jusqu'à ce qu'il
rencontre une roche réservoir, puis une roche couverture imperméable, où il sera piégé et
préservé. C‘est cette succession d‘étapes ordonnées qui produit un « système pétrolier », chacune
étant indispensable pour obtenir un gisement exploitable.
Ainsi, il existe des conditions exigeantes nécessaires pour démontrer au mieux l‘existence du
pétrole dans une série sédimentaire, et on distingue :
II.4.1. Présence de roches-mères
Ce sont des roches riches en matière organique dans lesquelles cette dernière a pu se
conserver et se transformer sans être détruite par des actions oxydantes.
La roche-mère se trouve toujours dans un bassin sédimentaire. Elle a, en général, alimenté des
roches sédimentaires plus poreuses. Quelques roches ignées ou métamorphiques suffisamment
poreuses et proches ont pu recueillir du pétrole.
Tableau 5: Exemples de roches -mères
SERIES PETROLIFERES ROCHES-MERES
Argilo-sableuse (argiles, marnes
schisteuses, sable ou grès)
Argiles et marnes noires à grain fin
Carbonatées (calcaires fins, dolomies de
teint sombre)
Assises argileuses ou marneuses
Simultanément, sous l'effet de la pression, les hydrocarbures formés sont
progressivement expulsés de la roche mère malgré leur forte imperméabilité, pour migrer dans
des roches à plus forte porosité et perméabilité : c'est la migration primaire. Les roches-mères ont
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE Chapitre II : Nature, origine et genèse du pétrole
~ 31 ~
libéré le pétrole qui s‘est en partie accumulé dans des roches poreuses ou fissurées appelées
roches-réservoirs.
II.4.2. Présence de roches-réservoirs
Les roches réservoirs ou roches magasins, sont des roches poreuses et perméables dans
lesquelles le pétrole pourra se loger. Par opposition aux roches mères, compactes et finalement
imperméables, les roches-réservoirs sont caractérisées par la présence en leur sein de vides
généralement inférieurs à quelques millimètres de diamètre, leur conférant des qualités de
porosité et de perméabilité. La porosité détermine directement la quantité de pétrole pouvant
s'accumuler dans le réservoir. La perméabilité, liée à la communication des pores entre eux,
commande les facilités de circulation des fluides, et en particulier le débit des puits. Si la
porosité a une relation directe avec le volume de pétrole ou de gaz en place, la perméabilité
détermine la productivité des puits. Les roches-réservoirs sont constituées essentiellement par
des roches détritiques, formées par l'empilement de petits grains de quartz ou de carbonates,
comme les sables et les grès, et par certaines roches carbonatées, calcaires et dolomies. Ces
roches correspondent le plus souvent à des milieux de dépôts agités et peu profonds. Dans un
certain nombre de cas, notamment au large de paléo fleuves importants, des courants de turbidité
peuvent entraîner des formations détritiques sur le talus continental. Ces dépôts peu consolidés à
fortes porosité et perméabilité constituent l'objectif majeur de l'exploration en mer profonde.
L'enfouissement en profondeur est généralement nuisible aux qualités de porosité et de
perméabilité. Cependant, certains phénomènes de diagenèse, comme la transformation des
calcaires en dolomies, ou des déformations structurales provoquant des fractures et des fissures
peuvent être à l'origine de nouvelles caractéristiques de réservoir. Dans le cas de champs
vietnamiens au large des côtes, par exemple, leurs roches-réservoirs datent des temps
précambriens, il y a plus d‘un milliard d‘années, alors que les roches-mères au-dessus datent de
l‘époque miocène, il y a plus de 10 millions d‘années. Par la tectonique de la lithosphère et le jeu
de failles résultant, les roches-magasins ont pu être connectées avec la roche-mère.
Tableau 6: Exemples de roches-réservoirs
SERIES PETROLIFERES ROCHES-RESERVOIRS
Argilo-sableuse (argiles, marnes schisteuses, sable ou grès) Argiles et sables
Carbonatées (calcaires fins, dolomies de teint sombre) Calcaire et dolomie
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE Chapitre II : Nature, origine et genèse du pétrole
~ 32 ~
II.4.3. Présence de roches couvertures
Ce sont des roches imperméables, superposées aux précédentes et empêchant la fuite
des hydrocarbures vers la surface du sol. Pour assurer l‘étanchéité des réservoirs qu‘elles
surmontent les roches-couvertures doivent être à la fois plastiques, imperméables et
suffisamment épaisses. La plasticité et l‘épaisseur sont toutes nécessaires dans les régions de
tectonique violente où les couvertures risquent d‘être étirées et rompues. Dans les régions à
structure calme ces deux qualités sont moins indispensables et la protection des réservoirs.
Tableau 7: Exemples de roches-couvertures
SERIES PETROLIFERES ROCHES-COUVERTURES
Argilo-sableuse (argiles, marnes
schisteuses, sable ou grès)
Horizons argileux ou schisteuses
Carbonatées (calcaires fins, dolomies de
teint sombre)
Calcaires compacts et horizons d‘anhydrite ou
de sel
II.4.4. Présence de pièges
Les hydrocarbures, soumis aux sollicitations de diverses actions de pression des
terrains, de déplacement des aquifères ou de différence de densité par rapport à l'eau, ont
tendance à se déplacer au sein des couches perméables : ce sont les migrations secondaires. Ce
sont les lieux par lesquels le pétrole en voie de migration se trouvera arrêté et dont il pourra
s‘accumuler en quantités suffisantes pour donner des gisements.
Un piège, condition indispensable de tout gisement, est une zone où le réservoir, couvert par une
couche imperméable, est fermé latéralement par des terrains imperméables ou par une
déformation des couches. La théorie très récente des années 60 et 70 de la tectonique des plaques
permet d‘expliquer la formation de pièges (plissements, failles), la formation des bassins
sédimentaires (ouverture de l‘Atlantique Sud, formation de montagnes sources des débris
d‘érosion des sédiments…). Ce sont des zones où les roches-réservoirs sont surmontées par un
toit imperméable dans des structures variées.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre III : Gisements
~ 33 ~
Chapitre III: GISEMENTS
La formation des gisements de pétrole est un processus naturel qui a pris plusieurs
millions d'années. Tous les gisements ne contiennent pas le même pétrole ; les caractéristiques
des gisements et du pétrole qu'ils contiennent conditionnent les méthodes de valorisation de la
ressource.
III.1. NAISSANCE D’UN RÉSERVOIR [31]
Les réservoirs sont généralement des blocs de roches, constitués d'anciens sédiments
qui se sont déposés il y a peut-être dix millions d'années. Il peut également s'agir de dunes de
sable, de plages ou de déserts, ou encore de récifs coralliens ou de rivières ensablées. Mais, au
fur et à mesure que ces grains de sable se sont enfoncés dans l'écorce terrestre, ils ont eu
tendance à se cimenter et ont finalement été enfouis à des profondeurs de plusieurs centaines de
mètres, voire une dizaine de kilomètres. C'est là que l'on trouve du pétrole de nos jours.
III.1.1. Mouvement des continents
La tectonique des plaques, influencée par la chaleur interne de la terre, est l'élément
moteur qui déplace les continents. Ce mouvement forme des vallées où les sédiments et la
matière organique en décomposition peuvent s'accumuler et finir par former des réservoirs de
pétrole.
Les réservoirs de pétrole ont été façonnés par le mouvement des continents sur des millions
d'années. Les réservoirs actuels de la mer du Nord sont nés lorsque ce phénomène de
déformation de l'écorce terrestre a formé une vallée près de l'équateur.
Avec le temps, la vallée s'est déplacée de plusieurs milliers de kilomètres. Elle a été engloutie
par les eaux et est ainsi devenue une mer peu profonde, puis un marais, et enfin un désert pour
redevenir une mer. Lorsque l'eau a envahi cette zone, elle a produit de la matière organique qui
s'est finalement transformée en pétrole.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre III : Gisements
~ 34 ~
Les continents sont toujours en mouvement et la vallée à l'origine de la mer du Nord continue à
s'affaisser et à accumuler de la matière organique qui, au cours des prochains millions d'années,
pourrait se transformer en pétrole.
III.1.2. Montée et baisse du niveau de la mer
Au cours des millions d'années pendant lesquelles les continents en mouvement ont
donné naissance aux montagnes et aux vallées, le niveau de la mer a monté et baissé des milliers
de fois, entraînant ainsi des changements radicaux sur les côtes. L'eau profonde d'aujourd'hui
était auparavant une mer peu profonde dans laquelle les composants organiques nécessaires à la
formation de pétrole se sont déposés.
Aujourd'hui, le pétrole de la mer du Nord repose sous 90 mètres d'eau et à pas moins de 1,6 km
en dessous du plancher océanique. Mais lorsque le pétrole a commencé à se former, il y a
plusieurs millions d'années, cet endroit était extrêmement différent.
Il y a trois cents millions d'années, la mer du Nord avait un visage radicalement différent. La mer
profonde d'aujourd'hui l'était beaucoup moins (partie représentée en bleu ciel). A cet endroit, du
pétrole s'est formé sous des eaux riches en matière organique. Dans la partie bleu foncé (eaux
profondes), des schistes se sont déposés, ce qui a permis de piéger le pétrole.
Les côtes ont énormément bougé au fur et à mesure que le niveau de la mer a monté ou baissé.
Ce qui est maintenant sous l'eau était peut-être de la terre sèche et vice-versa. Les volcans ont
rejeté des tonnes de cendres et de lave qui ont piégé le pétrole. Les grandes dunes de sable ont
été balayées vers le nord et ont formé le grès qui a retenu le pétrole.
Aujourd'hui, plus de 150 champs de pétrole parsèment la mer du Nord, des Pays-Bas aux îles
Shetlands. Il n'existe pas deux champs identiques, mais ils sont tous issus, de la montée et de la
baisse du niveau de la mer sur des millions d'années.
III.1.3. Evolution du réservoir
La plupart des réservoirs se forment suite à l'effondrement d'une vallée qui est ensuite
submergée par la mer. Au cours de ce processus, le fond de la vallée, devenu fond océanique,
accumule trois composants clé : une source de pétrole (de la matière organique), des sédiments
qui forment un réservoir contenant le pétrole, et des sédiments plus denses qui emprisonnent le
pétrole dans le réservoir.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre III : Gisements
~ 35 ~
Il existe de nombreux types de réservoirs de pétrole. Celui-ci, dans la mer du Nord, s'est formé il
y a des millions d'années lorsque l'eau était peu profonde. Au fur et à mesure que l'eau de mer
s'est évaporée, elle a laissé une couche de sel (illustrée en blanc).
Avec le temps, le fond océanique s'est affaissé et un schiste riche en matière organique
(représenté ici en vert olive) s'est déposé sur le sel. Ce schiste est à l'origine du pétrole. Le grès
qui a donné naissance au réservoir de pétrole (représenté en vert plus clair, au sommet du
schiste) s'est ensuite déposé.
Le sel a commencé à s'accumuler et l'effet conjugué de la pression et de la chaleur de la Terre a
littéralement « cuit » le schiste, produisant ainsi du pétrole qui est remonté dans le grès. Un dôme
de sel a vu le jour et a piégé le pétrole dans le grès sous les côtés du dôme. Pendant ce temps, le
sel s'est tassé vers le haut et une autre couche de pétrole a été piégée sous un amas de sel qui s'est
détaché. De nos jours, la recherche pétrolière vise à une meilleure compréhension des structures
complexes.
III.2. DIVERS TYPES DE PIÈGES [7][15]
Les pièges permettent l‘accumulation du pétrole et, si le flux est important, la
constitution d‘un gisement éventuellement exploitable. Les géologues pétroliers ont globalement
classé les pièges à pétrole en trois grandes catégories qui sont fonction de leurs caractéristiques
géologiques:
les pièges structuraux,
les pièges stratigraphiques et
les pièges mixtes.
Il peut parfois arriver que l‘on retrouve combiner ces mécanismes de piégeage.
III.2.1. Pièges structuraux
Les pièges structuraux sont formés à la suite d‘une déformation des couches
sédimentaires réservoirs, en général postérieurement à leur dépôt. En raison de procédés tels que
le pliage et les failles, ce qui conduit à la formation de dômes , anticlinaux et les plis . Les
exemples de pièges appartenant à ce type sont :
les pièges anticlinaux: dus à un mouvement tectonique souple
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre III : Gisements
~ 36 ~
les pièges par faille : qui ont été créés par des failles ou des fractures mettant en
contact une couche-réservoir et un terrain imperméable, c‘est-à-dire dus à une tectonique
cassante.
Ils sont plus faciles à délimiter et plus prospectifs que ceux stratigraphiques, car la majorité des
réserves pétrolières mondiales sont trouvées dans des pièges structuraux.
Figure 9 : Pièges structuraux
III.2.2. Pièges stratigraphiques
Les pièges stratigraphiques sont formés à la suite de variations latérales des
caractéristiques de la roche réservoir passant. La roche-réservoir, perméable, passe à une roche
imperméable qui bloque la migration des hydrocarbures (pièges récifaux), ou encore, la couche
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre III : Gisements
~ 37 ~
perméable se termine en biseau. On peut en citer quelques exemples : un piège à discordance, un
piège optique et un paléo récif, lentille sableuse, piège par variation lithologique, …
Figure 10: Pièges stratigraphiques
III.2.3. Pièges mixtes
Ce sont des pièges qui résultent de la conjonction de facteurs structuraux, lithologiques
et stratigraphiques, comme par exemple les pièges liés aux dômes de sel. En effet, au cours des
temps, les roches salines (sel gemme), conservent leur densité, alors que les autres roches
sédimentaires « prennent du poids » durant leur maturation (diagenèse). Il se crée un déséquilibre
si bien que, profitant de la moindre discontinuité structurale, les roches salines montent au
travers de la colonne stratigraphique. Au cours de la montée, elle redresse à son contact les
couches traversées qu‘elle peut failler. Cependant, il peut se créer des pièges à pétrole.
Figure 11 : Pièges mixtes
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre III : Gisements
~ 38 ~
III.3. LES DIFFÉRENTS TYPES DE GISEMENTS PÉTROLIERS [7]
L‘accumulation des hydrocarbures favorise la formation de gisements par concentration
des hydrocarbures vers des pièges, et par ségrégation à l‘extérieur de ceux-ci du gaz, de l‘huile et
des eaux salées. Cela aboutira à trois types de gisements pétroliers : primaires, secondaires et
gisements de récupération.
III.3.1. Gisements primaires
Ce sont des gisements qui renvoient au lieu de naissance des hydrocarbures, ce lieu est
connu sous le nom de roche-mère. Mais le pétrole et le gaz naturel qui lui est associé demeurent
rarement longtemps dans cet endroit en raison de l‘effet de la gravité terrestre et de la pression
exercée par le mouvement des plaques tectoniques, communément appelé la dérive des
continents. Ils se déplacent plutôt entre les couches de roches sédimentaires jusqu‘à ce qu‘ils
atteignent la surface ou plus fréquemment jusqu‘à ce qu‘ils se fassent piéger sous une formation
rocheuse relativement imperméable et qu‘ils ne puissent continuer leur ascension. C‘est le cas où
les hydrocarbures ont subi une migration primaire.
III.3.2. Gisements secondaires
Les gisements secondaires sont également appelés roches-réservoirs ou roches-magasins
et se composent de roches présentant deux grandes caractéristiques : la porosité et la
perméabilité. La porosité se définit comme la « proposition du volume d‘une roche occupé par
l‘espace libre entre les grains de matière minérale » et la perméabilité comme « la propriété de la
roche de se laisser traverser par les liquides et les gaz ». Le grès, le calcaire et la dolomie sont
des exemples de roches poreuses et perméables, donc des indices de la présence
d‘hydrocarbures. La quantité de pétrole pouvant s‘accumuler dans une roche-réservoir est
fonction de la porosité alors que la perméabilité détermine la facilité de circulation des fluides,
donc le débit des puits. On dit que ces hydrocarbures ont subi une migration secondaire.
III.3.3. Gisements de récupération
Les hydrocarbures, qui se sont échappés d‘un premier gisement, atteignent une seconde
roche-réservoir. Ils s‘y accumulent au niveau d‘un second piège. Ce dernier est appelé
« gisement de récupération.
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre III : Gisements
~ 39 ~
On distingue trois types de gisements offshore, eux-mêmes divisés en catégories en
fonction de la profondeur:
- l‘offshore conventionnel (ou conventional offshore), d‘une profondeur de 0 à 500m.
L‘exploitation de ce type de gisement est réalisée depuis 1900. Il existe environ 15000
plateformes à travers le monde aujourd‘hui.
- l‘offshore profond (ou deep offshore), d‘une profondeur de 500 à 1500 m et dont l‘exploitation
est possible depuis 1980 environ. On peut en rencontrer une centaine de support de ce genre
installée dans le monde.
- l‘offshore ultra-profond (ou ultra-deep offshore), d‘une profondeur d‘eau de 1500 à 3000m.
L‘exploitation est possible depuis le début des années 2000 car elle fait intervenir une
technologie de pointe. Quelques dizaines de supports existent dans le monde.
DEUXIEME PARTIE:
TECHNIQUES
D’EXPLORATION
PETROLIERE
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre IV : Prospection pétrolière
~ 41 ~
Chapitre IV: PROSPECTION
PETROLIERE
Pour trouver le pétrole, on cherche des bassins sédimentaires dans lesquels du pétrole et
du gaz ont pu se former. Ces derniers ont ensuite dû avoir la possibilité de migrer à travers des
roches poreuses capables de contenir de grandes quantités.
En dépit des techniques de repérage modernes telles que l‘imagerie satellite, les études
géophysiques et sismiques tridimensionnelles et les différentes méthodes pratiques d‘analyses
géochimiques, la découverte d'un nouveau gisement reste incertaine jusqu'à la mise en place du
forage. Seul ce dernier pourra confirmer la présence de ce précieux liquide.
IV.1. OBJECT DE LA PROSPECTION ET RECHERCHE PETROLIERE
[22][25]
En un peu plus d‘un siècle, le pétrole et le gaz naturel ont pris place parmi les
principales sources mondiales d‘énergie et se sont installés au tout premier rang de l‘industrie
chimique. Ils ont presque remplacé le charbon qui avait lui-même, un peu partout, supplanté le
bois. Cette augmentation spectaculaire était concomitante de l‘augmentation de la consommation
d‘énergie par habitant. La première découverte de cette source d‘énergie venait d‘un modeste
gisement, celui de la vallée d‘Oil Creek en Pennsylvanie, provenant de source de surface. A cet
instant, a commencé l‘ère industrielle du pétrole. C‘est l‘extraction à partir des profondeurs du
sous-sol qui a permis d‘obtenir des volumes de plus en plus importants. Le perfectionnement
incessant des méthodes géologiques et des techniques de sondage est à l‘origine de ce
développement extraordinaire : la production mondiale annuelle est passée de 10 millions de
tonnes en 1890 à plus de 3 milliards de nos jours. C‘est pourquoi, la prospection pétrolière et
gazière est une entreprise très risquée, coûteuse et complexe sur le plan technique, elle nécessite
plusieurs années de recherches et d‘investigations.
Etant donné l‘existence des mouvements tectoniques au sein des plaques, l‘écorce terrestre
présente plusieurs aspects de structure. La connaissance de techniques et technologies adéquates
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre IV : Prospection pétrolière
~ 42 ~
pour pouvoir expliquer ce genre de problème géologique est le fondement de l‘exploration
pétrolière. L’objectif principal de la prospection pétrolière est essentiellement la recherche des
pièges. Les gisements d‘hydrocarbures sont aussi indépendants de la nature et de la couverture
superficielle actuelle de la Terre mais seulement des éléments géologiques qui leurs ont donné
naissance.
En bref, l‘exploration pétrolière se fixe comme but:
Découvrir des accumulations d'hydrocarbures techniquement et économiquement
exploitables ;
Trouver des gisements dans les bassins sédimentaires qui seront reconnus par des
forages ;
Trouver du pétrole et du gaz indétectable directement à partir de la surface ;
Localiser des forages d'exploration à partir d'une série d'opérations de reconnaissance
aboutissant ;
Mettre en œuvre des techniques géologiques et géophysiques de plus en plus complexes
pour la préparation.
Pour un contrat de partage de production, par exemple, les travaux d‘exploration
pétrolière prennent une durée de huit ans jusqu‘à une découverte commerciale. La chronologie
des activités qui suivent l‘octroi du titre minier peut se schématiser comme suit :
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre IV : Prospection pétrolière
~ 43 ~
Figure 12: Chronologie des activités d‘exploration pétrolière après obtention du titre minier
IV.2. RECONNAISSANCE REGIONALE
Les travaux de reconnaissance s‘établissent sur l‘étude préliminaire de la géologie
profonde du territoire délimité pour la prospection. Cette étude est réalisée au moyen de
multiples travaux géologiques et géophysiques complexes.
La détermination des zones d‘intérêt pétrolier suppose tout d‘abord la connaissance des
bassins sédimentaires présentant les caractéristiques les plus favorables à la présence actuelle de
pétrole ou de gaz. Théoriquement, tout bassin sédimentaire possédant une épaisseur de sédiments
d‘au moins 1km a de fortes chances de renfermer des hydrocarbures. S‘il n‘a pas subi de trop
intenses déformations tectoniques ou des intrusions magmatiques, il mérite intérêt. Si des
plissements modérés l‘ont affecté et si les faciès des roches sédimentaires, peu altérées, ont une
dominance marine de sables, argiles, calcaires et dolomies, les possibilités de découvrir des
hydrocarbures sont augmentées. La reconnaissance s‘appuie sur des travaux de surface et de
subsurface, rapides et peu coûteux, et sur les investigations des géochimistes organiciens.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre IV : Prospection pétrolière
~ 44 ~
La reconnaissance des gisements pétrolifères est effectuée par des forages de puits de
reconnaissance sur les locaux délimités et préparés au cours du second stade de ces travaux.
L‘objectif principal est de découvrir le champ ou les nouveaux gisements sur les champs déjà
découverts, et ainsi apprécier géologiquement et économiquement les gisements établis. Cette
appréciation consiste à :
Déterminer le bien-fondé de l‘exploitation commerciale du gisement découvert ;
Déterminer les réserves pétrolifères du gisement révélé.
Les études aéromagnétiques y jouent un rôle primordial, appuyant les études géologiques pour
cette première étape de prospection. La durée de ces interventions s‘étend sur la période des
deux premières années d‘obtention du bloc.
IV.3. ETUDES REGIONALES SEMI-DETAILLEES
L‘importance des capitaux investis dans cette étape requiert des données géologiques et
géophysiques pour le moins précis. A partir d‘observations et de prélèvements sur le terrain, aidé
également de photographies aériennes et satellitaires, le géologue émet les premières hypothèses
sur la présence d‘hydrocarbures sur un territoire donné. Le coût de ces études est généralement
peu élevé.
Ce sont des études classiques et modernes tout à la fois. Pour ce genre d‘étude, on
choisit habituellement :
des territoires ou plans d‘eau étendus à structure interne peu ou pas du tout étudiés
de grands éléments structuraux délimités tels que les bombements, les cuvettes ,les
fossés ou leurs zones bordières, versants monoclinaux étendus des régions de plates-formes,
ainsi que les bassins intra-montagneux, les zones marginales des régions plissées en contact avec
le socle et les sédiments.
Les étages structuraux profonds
Les recherches régionales sont menées dans le but d‘étudier les traits généraux, en particulier,
l‘architecture géologique profonde des territoires choisis, d‘un élément tectonique concret ou
d‘un étage structural, et ainsi que pour l‘appréciation de la possibilité pétrolifère et gazière.
Ici, les études sismiques à deux dimensions sont mises en œuvre. Cette deuxième étape est
réalisée vers la deuxième année et peut durer deux ans de plus.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre IV : Prospection pétrolière
~ 45 ~
IV.4. ETUDES DETAILLEES
Après à peu près quatre années d‘exploration, il est à présent temps de pousser les
travaux de recherche et d‘investir dans des études plus détaillées compte tenu des résultats
obtenus des recherches antérieures. On peut donc effectuer une étude sismique 2D plus détaillée
et même opter pour une modélisation à 3D. La totalité de ces travaux peuvent prendre deux ans
aussi. A ce stade, on choisit en guise d‘objet d‘investigation les zones déterminées au cours des
travaux régionaux ou selon lesquelles dans les données fragmentaires se cachent des pièges
sédimentaires et structuraux. Il s‘agit de déterminer la forme structurale ou sédimentaire propice
à la formation des gisements dans un premier cas. On vise alors sur une étude plus détaillée que
possible de l‘architecture. La réalisation de forage de puits de reconnaissance sur les locaux
limités peut également aider à avancer.
On peut cependant inclure des opérations de carottage lors de l‘établissement du
programme de forage. Nous allons voir rapidement ci-dessous quelques détails sur la technique
du carottage :
Principe du carottage :
C‘est une opération qui consiste à prélever un échantillon de roches de forme
cylindrique obtenu au moyen d‘une technique spéciale de forage. Sa réalisation se fait par voie
mécanique, son prélèvement se fait par désagrégation au forage destructif conventionnel de la
partie de la roche située à la périphérie du trou. La partie centrale est laissée intacte pour
constituer l‘échantillon recherché. Mais il y a aussi le carottage latéral dont le prélèvement se fait
sur les parois latérales du trou, cette autre méthode se fait par voie diagraphique utilisant une
sonde spéciale conçue à cet effet appelée « Sidewall Coring » notée SWC.
Avantages et inconvénients de cette méthode :
Le principal avantage par rapport aux autres méthodes d‘investigations réside à ce que
les carottes sont des échantillons intacts analysables de suite. Le carottage maintient les roches à
son état initial naturel, peut laisser une contamination par la boue mais à moindre degré. Cette
technique permet alors l‘étude directe des carottes, les propriétés recherchées sont déterminées à
leur juste valeur.
En outre, son inconvénient majeur est son coût très onéreux à cause des matériels
(couronne et carottier) et des facteurs temporels. Ce dernier s‘explique par le fait que pour une
bonne récupération de carottes, on se doit de prendre des précautions particulières afin de réduire
les vibrations du train de carottage, donc réduire la vitesse de creusement. Puis, la récupération
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre IV : Prospection pétrolière
~ 46 ~
de la carotte nécessite aussi une manœuvre de remontée et de descente du train, donc constitue
un temps mort. De plus, il faut aléser les intervalles carottés avant de faire un forage destructif.
La photo suivante représente une carotte prête pour être analyser au scanner pour avoir sa teneur
en hydrocarbures :
Source : Planète-énergie
Photo 1: Scanner de carotte
Les principaux résultats attendus lors de cette étape de prospection sont de:
Préciser l‘architecture de l‘aire d‘étude et identifier les pièges
Dégager les horizons pétrolifères et gaziers productifs et leurs perspectives
Déterminer les propriétés des roches magasins
Déterminer les propriétés physico-chimiques et la composition du pétrole et du gaz,
ainsi que toute autre information nécessaire pour le forage
La découverte possible de nouveaux champs et gisements de pétrole et de gaz sur les champs
déjà découverts permettront d‘apprécier géologiquement et économiquement les gisements
établis. Cela expliquera le bien-fondé de l‘exploration du gisement découvert en vue d‘une
exploitation commerciale future.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre IV : Prospection pétrolière
~ 47 ~
IV.5. ETUDES DE ZONE D’INTERET
Il est question dans cette étape de rassembler toutes les données acquises pendant les
travaux exécutés précédemment afin de connaître l‘emplacement idéal pour les forages
d‘exploration ou même des séries de forage. Une fois, les travaux entrepris, la combinaison des
résultats obtenus avec ceux des imageries sismiques 3D, on pourra se faire une idée de
l‘estimation du gisement. Notons que pendant la phase d‘exploration, on effectue deux types de
forage : le forage préliminaire ou forage d‘exploration, et le forage de délinéation. Le premier
type marque le début de l‘exploration proprement dite, ce premier est appelé « wild cat » et
permet l‘étude de la structure. Quant au second, ce forage de délinéation est consacré
spécialement à l‘étude du gisement et à la nature exacte du fluide de formation.
Cette étape est la dernière étape effectuée avant la préparation pour le développement et
l‘exploitation du gisement.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 48 ~
Chapitre V: METHODES
D’INVESTIGATIONS GEOPHYSIQUES
La géophysique permet d‘étudier les couches profondes du sous-sol. Dans les travaux
de prospection du pétrole et du gaz, les méthodes de prospection géophysique sur le terrain sont
principalement utilisées pour l‘étude du modèle tectonique des dépôts stratifiés ; et pour
l‘appréciation de la composition matérielle de ses lithologies.
Ces méthodes se basent sur l‘étude et l‘analyse des champs physiques, à titre d‘exemple les
champs gravitationnel, magnétique, thermique, électrique et d‘oscillation élastique, qui, par leur
différence, reflètent les variétés de l‘arrangement de l‘écorce terrestre et de leurs structures
géologiques.
Pour cette opération, on distingue deux types de champs :
Les champs naturels qui sont des champs indépendants de l‘action de l‘homme, c‘est-
à-dire, engendrés normalement par les phénomènes se déroulant au sein de l‘écorce terrestre ou
du globe terrestre. Les méthodes d‘investigations géophysiques qui se fondent exclusivement sur
ces champs se constituent de la gravimétrie, la prospection magnétique, la radiométrie, et puis
partiellement les méthodes électrique et géothermique.
Les champs artificiels étant créés au moyen de procédés relativement techniques. C‘est
sur leur base d‘utilisation que se sont fondées la sismique et la méthode électrique. Elles font
appel aux courants continu et alternatif suivi de l‘étude du champ thermique provoqué. Le
pouvoir discriminateur de ces méthodes de champs artificiels est en général supérieur, mais
nécessitent beaucoup plus d‘investissements onéreuses suite à leur complexité par rapport aux
champs naturels. Néanmoins, elles donnent principalement plus de détails pour des
investigations précises d‘une région bien déterminée.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 49 ~
V.1. PROSPECTION GRAVIMETRIQUE [5][24][25]
La prospection gravimétrique est une méthode géophysique qui cherche à déterminer,
d‘après les perturbations du champ de pesanteur entre les différents points de la surface du sol, la
répartition probable, dans le sous-sol, des diverses formations caractérisées par leurs densités.
V.1.1. Fondement de la méthode
La gravimétrie se fonde sur l‘étude des anomalies du champ de pesanteur à la structure
terrestre. L‘inégale distribution des masses du globe est la cause de ces variations.
La localisation des zones structurales sur la base de données gravimétriques ne s‘avère possible
que grâce à l‘inégalité de densité de ces structures. La différence d‘enfouissement des
discontinuités de densités, c‘est-à-dire des surfaces de séparation entre les masses de roches
hétérogènes sont suffisamment grandes, a engendré cela. L‘intensité de la pesanteur est
directement liée à l‘attraction subite par l‘instrument de la part de diverses parties du globe,
compte tenu de la force centrifuge due à la rotation.
V.1.2. Principes de base [1]
La principale base de la gravimétrie est sur les lois de gravitation universelle de
Newton :
Deux particules de masse m1 et m2 séparées par une distance r1 sont attirées l'une vers l'autre par
une force F telle que :
où G est la constante de gravitation universelle G = 6,67.10-11
N m2 / kg
2
Il faut appliquer une force F à une masse m pour lui faire subir une accélération a. Ceci se traduit
par la relation : F = m a
L'accélération d'une masse m à la surface du sol s'exprime donc par :
avec MT est la masse de la terre MT = 5,977. 1024
kg
RT le rayon moyen de la terre RT = 6370 km
g l‘accélération de la gravité g = 9,81 m/s2
La pesanteur se mesure par l‘accélération g dont l‘unité est le gal avec :
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 50 ~
V.1.3. Données gravimétriques
V.1.3.1. Corrections [1]
Afin d'obtenir les variations du champ gravitationnel dues à des causes géologiques, il
est nécessaire de corriger les lectures données par le gravimètre de toutes les autres causes
extérieures pouvant les influencer (dérive de l'appareil, marée, ellipticité de la terre . . .).
L‘anomalie de Bouguer, par exemple, peut se formuler comme suit :
1- Correction de dérive de l‘appareil
2- Correction de latitude ∆L = 0.081 sin 2ᵠ mgal/100m
3- Correction d‘altitude ∆h = 0.3086 h mgal/m
4- Correction de plateau ∆B = - 0. 04191ρBh mgal/m
5- Correction de terrain ∆T
où h est positif si la station est au-dessus du référentiel et négatif en-dessous
et ∆g observée = g observée – g ref
V.1.3.2. Levé gravimétrique
Une équipe de gravimétrie devrait être composée au moins de deux personnes :
l'opérateur du gravimètre et son aide. Ce dernier pourrait, lorsque les conditions de terrain ne
sont pas trop difficiles, faire les calculs nécessaires à l'obtention de la carte de Bouguer. Le
véhicule devrait avoir les qualités suivantes: être tout terrain et avec treuil, et fiable.
Pour le nivellement, il ne faut pas oublier que pour une précision de 0.01mgal, il faut connaître
l'élévation à plus ou moins 3 cm pour la correction air libre et 9 cm pour la correction de plateau.
Il faut repasser à un point de contrôle à toutes les 3-4 heures. Le cheminement employé dépend
du terrain sur lequel les mesures sont prises et le temps requis pour faire ces mesures. Le plus
important est d'établir un bon réseau de stations de base. Sur une grille traditionnelle
d'exploration, on établira les stations de base sur la ligne de base ou sur une des lignes de
rattachement.
Les levés gravimétriques permettent de faire le tracé de cartes à l‘échelle de :
1 gal = 1 cm/s2
= 102m/s
2
1 mgal = 10-3
gal = 10-5
m/s2
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 51 ~
- 1 : 25000 et 1 : 100000 pour des études détaillées
- 1 : 200000 pour des levés généraux
- 1 : 500000 et 1 : 1000000 pour les travaux de reconnaissance
V.1.3.3. Résultats fournis
L‘objet principal de cette technique est de mesurer l‘intensité de la pesanteur en un
point donné et d‘exploiter les résultats effectués en un grand nombre de station.
L‘exploitation de ces mesures a conduit aux résultats suivants :
Fournir des informations sur les structures géologiques (région bien limitée)
Déterminer la forme d‘ensemble du globe terrestre (vaste région)
Ainsi, on peut dire que cette méthode participe directement à la découverte des minerais denses
ou au contraire à des cavités, mais aussi indirectement à la recherche du pétrole. Dans le cas de
ce dernier, on cherche des structures pièges ou à connaître l'épaisseur des sédiments ou d'un
bassin. Rappelons que le pétrole a été découvert dans des anciennes formations récifales de
calcaire et on s'intéresse à connaître leur signature en gravité. Ceci n'est possible que s'il y a
contraste de densité entre la formation récifale et les roches sédimentaires qui l'entourent. En
effet, pour l‘exploration pétrolière, le but est d‘avoir une idée des mouvements du socle cristallin
ou ceux des couches moins profondes.
V.1.4. Evolution technologique de la gravimétrie
V.1.4.1. Gravimétrie terrestre statique
Les mesures gravimétriques réalisées à la surface de la Terre donnent accès à la
pesanteur terrestre avec une résolution directement fonction de la densité des points de mesure.
Dès la fin de la seconde guerre mondiale, les développements technologiques ont suscité des
progrès considérables en instrumentation marqués par l‘apparition de gravimètres portables de
grande précision. Il s‘agit d‘un instrument qui mesure l‘intensité de la pesanteur (gravimètre
scalaire), soit par sa valeur absolue, soit par la variation de cette dernière depuis un point de
mesure pris comme référence.
Pour cette technique, on a recours à :
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 52 ~
un gravimètre relatif à peson dont la précision est de 10-2
mgal. Le peson à ressort
utilisé est sensible aux variations de l‘intensité de la pesanteur. Une telle précision nécessite
cependant la correction des mesures d‘une dérivée temporelle inhérente au capteur.
un gravimètre relatif dit cryogénique permet de réaliser les mesures des variations
temporelles de la pesanteur en des points fixes. C‘est un instrument à très faible dérive
temporelle, de l‘ordre du microgal par an.
des gravimètres balistiques sont essentiellement utilisés pour les mesures de la valeur
absolue de l‘intensité de la pesanteur. Ces derniers possèdent une chambre à vide dans laquelle
un corps pesant est susceptible d‘effectuer un mouvement de quasi chute libre.
À l‘origine, les gravimètres balistiques étaient particulièrement encombrants et donc plutôt
destinés aux points gravimétriques fondamentaux et aux mesures des variations temporelles de la
pesanteur. Cependant, une version transportable de ce gravimètre a été mise au point par la
société américaine Micro-g sous le nom d‘A10.
Ainsi, la gravimétrie terrestre statique permet de mesurer l‘intensité de la pesanteur
terrestre avec une précision ultime d‘un microgal, mais uniquement sur les régions accessibles.
En réalité, la densité en points de mesure gravimétrique est extrêmement variable à la surface de
la Terre où certaines régions d‘accès difficile telles les chaînes de montagnes, les zones
volcaniques, les déserts, les zones à végétation dense (forêt amazonienne) sont complètement
vierges de toutes mesures gravimétriques.
Photo 2: Gravimètres terrestres statiques
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 53 ~
V.1.4.2. Gravimétrie terrestre mobile
La gravimétrie mobile consiste à mesurer la pesanteur depuis un véhicule en
mouvement tel une automobile, un bateau ou un avion. Dans ce cas, on utilise un capteur
d‘accélération (accéléromètre). En effet, un capteur d‘accélération ou accéléromètre est un
dispositif de mesure de l‘intensité de l‘accélération du mobile sur lequel il est monté dans une
direction particulière appelée direction sensible. Un accéléromètre, qui peut être un gravimètre
classique, embarqué à bord d‘un véhicule en mouvement ne peut distinguer l‘accélération
gravitationnelle de la Terre des accélérations propres du véhicule induites par le mouvement. En
réalité, un accéléromètre mesure une accélération de rappel « specific force » qui correspond à la
différence entre l‘accélération totale du véhicule et l‘accélération gravitationnelle de la Terre. Un
système de gravimétrie mobile doit donc comporter, outre un ou plusieurs accéléromètres, un
dispositif de mesure de l‘accélération du véhicule par rapport à un référentiel inertiel et un
dispositif de détermination de l‘attitude du véhicule. Ces mesures complémentaires permettent
alors de séparer l‘accélération gravitationnelle de l‘accélération totale.
Compte tenu de son évolution, on a pu distinguer :
Installation d‘un gravimètre relatif à peson sur une plate-forme mécanique stabilisée
conçu pour les systèmes d‘opérations offshore et aérienne. Il suffit alors de compléter
l‘instrumentation par un système de positionnement pour obtenir, par double différenciation,
l‘accélération totale du véhicule. Ce type de système fut employé lors des premières mesures de
gravimétrie aéroportée dans les années 60, avec un radar altimétrique pour assurer le
positionnement vertical de l‘avion.
les systèmes de gravimétrie mobile scalaire composés par un gravimètre relatif monté
sur une plate-forme stabilisée couplée à une centrale inertielle de navigation et/ou un récepteur
GPS pour assurer le positionnement. La plate-forme mécanique peut être remplacée par une
plate-forme électronique liée rigidement au gravimètre dans laquelle les données des
accéléromètres et des gyromètres sont utilisées pour ramener les mesures réalisées in situ dans la
direction verticale.
La résolution et la précision des données de gravimétrie marine et de gravimétrie aéroportée
dépendent fortement des conditions de mesure (vitesse du porteur, bathymétrie et état de la houle
pour une acquisition marine ; altitude de vol, état des turbulences pour une acquisition
aéroportée), de la qualité de l‘estimation des accélérations induites par le mouvement, ainsi que
des procédures de filtrage destinées à minimiser l‘effet du bruit de mesure.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 54 ~
Cette évolution a permis d‘estimer les trois composantes de l‘accélération de la
pesanteur et non plus l‘intensité seulement. Aussi, il est possible de construire son propre
système inertiel en utilisant les gyromètres et les accéléromètres de son choix. Grâce aux progrès
effectués, les nouvelles technologies ont pu conduire à une instrumentation plus légère et plus
facile à mettre en œuvre tout en cherchant à minimiser les coûts.
V.1.4.3. Gravimétrie spatiale
Toute variation spatiale ou temporelle de la gravité perturbe sensiblement la trajectoire
d‘un satellite artificiel en orbite autour de la Terre. Dès lors, la mesure des perturbations d‘orbite
par des techniques de poursuite telle la télémétrie laser, permet de reconstituer les variations de
gravité qui résultent de la structure interne réelle de la Terre. La trajectoire du satellite est
déterminée par ailleurs grâce à l‘orbitographie, ce qui permet de connaître la hauteur du satellite
par rapport à un ellipsoïde de référence. La différence entre cette hauteur et la distance entre le
satellite et l‘océan correspond à l‘ondulation de l‘océan par rapport à l‘ellipsoïde de référence.
Une fois corrigée des phénomènes de marées et de la contribution des grands courants
océaniques issue des modèles océanographiques, cette ondulation instantanée est transformée en
une ondulation moyenne des océans qui correspond à l‘ondulation du géoïde marin. La mise en
œuvre de l‘altimétrie satellitaire a permis de cartographier le champ de gravité terrestre sur les
océans avec une précision comprise entre 4 et 10 mgal et le géoïde avec une précision inferieure
au mètre. La résolution spatiale atteinte par cette technique se situe entre 5 et 10 km, soit une
progression d‘un ordre de grandeur par rapport à la technique des perturbations d‘orbite.
En cette première décennie du 21e siècle, la gravimétrie spatiale connaît un essor sans
précédent grâce à la programmation de trois missions spatiales successives dédiées à la gravité
terrestre. La première mission dénommée CHAMP (CHAllenging Minisatellite Payload for
geoscience and application) a été lancée le 15 juillet 2000 par l‘Agence Spatiale Allemande
(DLR, Deutsches Zentrum für Luftund Raumfahrt) sur proposition du centre de recherche de
Potsdam (GFZ, Geo-ForschungsZentrum). La deuxième mission dénommée GRACE (Gravity
Recovery and Climate Experiment) a été lancée le 16 mars 2002 pour une durée de cinq ans
extensible. La troisième mission spatiale dénommée GOCE (Gravity field and steady state Ocean
Circulation Explorer mission) devrait être lancé en 2008 par l‘Agence Spatiale Européenne
(ESA). Les résolutions spatiales des modèles de champ de gravité terrestre ou du géoïde
combinant les données de CHAMP, GRACE et l‘altimétrie satellitaire atteignent couramment
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 55 ~
130 km pour le champ statique et 485 km pour les variations mensuelles du champ. L‘apport des
données de GOCE devrait conforter et améliorer ces résolutions.
De nos jours, il est possible de visionner ces images satellites qui offrent une vue
globale des anomalies gravimétriques accessibles sur Google Earth et dont la précision
mentionnée est de 20 mgal.
V.2. PROSPECTION MAGNETIQUE [18]
Les minéraux magnétiques, la magnétite, la pyrrhotite et l‘ilménite, ont une large
distribution un peu partout dans la croûte de la terre. Ils forment des constituantes importantes de
certains gisements de minéraux économiques. De nombreuses formations géologiques auront,
grâce à leur contenu des minéraux magnétiques, un comportement comme des grands aimants
enterrés, et auront un champ magnétique associé avec eux.
V.2.1. Fondement de la méthode
La méthode utilisant le magnétisme se fonde sur l‘étude des anomalies des champs du
géomagnétique engendrées par les différentes propriétés magnétiques des roches de l‘écorce
terrestre. Elle consiste à mesurer les valeurs que prennent, à la surface du sol, le champ
magnétique terrestre total ou l‘une de ces composantes.
V.2.2. Principes de base
La prospection magnétique est basée sur le champ magnétique et la susceptibilité
magnétique des minéraux. La méthode consiste à chercher et localiser les roches, formations et
gisements en se basant sur des anomalies magnétiques. Le champ magnétique terrestre ressemble
au champ d‘un grand aimant en barre situé près du centre de la terre. Cet aimant a un diamètre
d‘à peu près un tiers du diamètre de la terre en longueur et il est légèrement incliné par rapport à
l‘axe de rotation de la terre. Le champ magnétique ou les lignes de la force magnétique font des
courbes de pôle en pôle à travers la terre et l‘espace.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 56 ~
Figure 13: Champ magnétique terrestre
L‘intensité du champ magnétique de la terre varie à travers le monde, et elle est la plus
élevée aux pôles magnétiques et la plus basse à l‘équateur magnétique. L‘unité d‘intensité
magnétique qui est globalement acceptée est le Tesla. Ceci est trop grand pour les fins pratiques
et le (nT), c‘est à dire une milliardième d‘un Tesla, est utilisé dans la prospection magnétique. Le
nanotesla n‘a été remplacé que récemment par le gamma (γ).
1 gamma = 1 nanotesla = 1×10-9
Tesla.
La présence de minéraux magnétiques dans des roches et des masses minéralisées économiques
provoque des déviations d‘envergure différentes dans le champ terrestre normal et fournit la base
pour la méthode magnétique de prospection.
Les anomalies magnétiques dans le champ magnétique de la terre sont provoquées par deux
types de magnétisme, le magnétisme induit et le magnétisme rémanent (permanent). Le
magnétisme induit d‘une masse est orienté dans la même direction que le champ terrestre actuel,
tandis que le magnétisme rémanent n‘est pas forcément orienté dans la même direction et peut
même s‘opposer au champ terrestre. Si l‘on pourrait enlever le champ de la terre le magnétisme
induit disparaîtrait mais le magnétisme rémanent resterait. Ceci est le résultat du fait que le
champ terrestre, au moment où les roches étaient magnétisées, avait une orientation différente à
celle du champ actuel.
Le champ géomagnétique anomal est traduit sur les courbes d‘égales valeurs du vecteur intensité
∆T, de ses composantes horizontale ∆H et verticale ∆Z.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 57 ~
V.2.3. Levées magnétiques
Les anomalies peuvent être grandes ou petites et pourraient être soit une augmentation,
soit une diminution du champ de la terre et dépendront de la profondeur d‘enterrement, le degré
et la direction de la magnétisation et l‘attitude de la formation relative à l‘orientation du champ
de la terre à ce lieu.
Les magnétomètres sont des instruments dont on se sert pour mesurer le champ magnétique et,
grâce à leur sensibilité et portée, peuvent mesurer non pas uniquement les changements de
champ entre deux types de roche n‘ayant que de petites différences en teneur magnétique, mais
aussi l‘anomalie proéminente d‘un dyke de dolérite ou l‘anomalie très grande au-dessus d‘un
gisement de minerai de fer magnétique. La valeur obtenue est soustraite de la valeur du champ
magnétique de référence mesurée à une station de référence au même instant. Cette différence est
le reflet de la déformation des lignes de champ au point de mesure (la déformation de ces lignes
de champ étant due à la présence de failles, de filons, de minéraux magnétiques, de bassins, de
corps magnétiques, etc.).
On se sert des levés magnétiques pour localiser et pour délimiter:
Des gisements de minerais de fer magnétique.
Des gisements de minerais métalliques qui pourraient avoir soit de la magnétite, soit de
la pyrrhotite soit de l‘ilménite associée avec le minerai.
Des zones riches en magnétite qui pourraient avoir une association quelconque indirecte
avec un gisement métallique (« marker zones »).
Des structures géologiques qui pourraient indiquer la présence d‘un piège de pétrole ou
de gaz ou qui pourraient avoir influencé le dépôt et la concentration des minéraux économiques.
Des dykes magnétiques qui forment souvent une barrière pour l‘accumulation de l‘eau
souterraine.
Des failles.
Des restes archéologiques.
Les levés magnétiques fournissent aussi une assistance très précieuse à la cartographie
géologique et peuvent apporter des données qui sont utiles pour l‘Ingénieur civil.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 58 ~
La console électronique du magnétomètre fournit le courant
pour la bobine en forme d‘une impulsion et dispose, en même
temps, de l‘instrumentation électronique pour mesurer et
enregistrer le champ magnétique de la terre directement en
nanoteslas sur un écran numérique. La bobine (détecteur) est
généralement séparée de la console et reliée avec elle par
câble, ce qui assure qu‘elle est éloignée d‘une influence
magnétique quelconque en provenance de la console et de
l‘opérateur.
V.2.4. Evolution technologique de la méthode magnétique
V.2.4.1. Magnétisme au sol
a. Magnétomètres à protons
Les magnétomètres typiques pour des opérations de terrain sont ceux portables. C‘est l‘opérateur
lui-même qui porte un détecteur, souvent monté sur un tringle, ou dans un sac à dos. Les
enregistrements se font le long d‘un profil ou grille. Pour les grilles détaillées les considérations
les plus importantes sont la longueur des lignes, l‘orientation des lignes, l‘espacement des lignes
et l‘espacement des stations. La disposition sera généralement la même pour toutes les méthodes
de prospection utilisées pour la zone en question (méthodes géophysiques aussi bien que
l‘échantillonnage des sols et la cartographie géologique). Les lignes seront démarquées aux
intervalles convenables avec des piquets en bois (éviter des piquets métalliques pour les raisons
évidentes). L‘orientation des lignes sera, dans la mesure du possible, perpendiculaire à
l‘orientation connue ou déduite de la géologie afin d‘assurer la meilleure résolution des corps
quelconques enterrés.
Le détecteur du magnétomètre à protons consiste en un conteneur de liquide riche en protons,
généralement le kérosène (la paraffine), autour duquel une bobine de fil électrique est enroulée.
Les protons agissent comme des petits aimants rotatifs. Un courant est passé dans la bobine, ce
qui crée un fort champ magnétique qui fait aligner tous les axes de rotation dans la direction de
ce champ. Le courant est coupé et les axes de rotation oscilleront autour de la direction du champ
terrestre et induiront ensemble un voltage oscillant dans la bobine.
A) Détecteur au bout du tringle
B) Détecteur dans le sac à dos
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 59 ~
b. Magnétomètres de sondage
Le type le plus efficace de magnétomètre de forage est le magnétomètre à trois éléments qui
mesure le champ magnétique le long de trois directions qui sont mutuellement perpendiculaires.
Un élément de mesure est généralement orienté dans la direction du puits de forage, un deuxième
est horizontal et le troisième est perpendiculaire aux deux autres. Les mesures du champ
magnétique détecté par chaque élément sont enregistrées aux intervalles discontinus le long du
forage. Comme on connaît maintenant la direction et la grandeur du champ et sa magnitude pour
chacun des trois éléments, le vecteur résultant du champ dans l‘espace pourrait être obtenu,
pourvu que la direction du forage et son pendage soit connus. Des mesures du champ
magnétique détecté par chaque élément sont enregistrées aux intervalles discontinus le long du
forage. Les vecteurs obtenues à partir des enregistrements se trouvent dans l‘espace 3-
dimensionnel.
V.2.4.2. Magnétisme spatial ou aéroporté
La majeure partie des opérations spatiales est réalisée efficacement à partir d‘un avion. Le
détecteur est monté sur un pylône ou tracté en arrière par câble. Cet appareil volant survole le
long des lignes parallèles à une altitude constante (lignes de contrôle aux intervalles). Le
principal avantage est de permettre à des grandes superficies, éventuellement difficiles d‘accès,
d‘être levées rapidement et à moindre coût que par lever au sol.
Pour effectuer un levé magnétique, les instruments de bord requis sont : 1 à 4 magnétomètres, un
GPS, un enregistreur numérique, un altimètre radar ou laser et un baromètre. L‘espacement entre
les lignes de vol est déterminé par la cible et la géologie, tandis que l‘espacement des lignes de
contrôle est plus ou moins 10 fois celui de ces dernières. Les traversées entre ces deux lignes
doivent être à une même altitude.
Les magnétomètres à vapeur de Césium sont le type le plus souvent mis en œuvre pour les levées
aéromagnétiques. Un détecteur césium fournit, en pratique, des sorties qui sont essentiellement
continues. En combinaison avec l‘électronique requise, il peut opérer à une résolution allant
jusqu‘à 0.001 nT, à un taux d‘échantillonnage de 10 mesures par seconde ou mieux, au travers
d‘une portée de 20,000 à 100,000 nT. Les magnétomètres peuvent être installés dans des
aéronefs à voilure fixe ou dans les hélicoptères, dans une configuration ―stinger‖ (aiguille) ou
―towed bird‖ (oiseau tracté) et, en plus de mesurer le champ magnétique total, peuvent servir
pour prendre des mesures verticales, transversales et/ou des mesures de l‘inclinaison
longitudinale en mettant en œuvre deux détecteurs.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 60 ~
V.2.4.3. Prospection magnétique en mer
La prospection magnétique en mer est en général réalisée à l'aide d'un poisson remorqué par un
bateau, contenant un magnétomètre. C'est le cas avec le Système Magnétomètre Marin (SMMII)
de Thomson Marconi Sonar. Ce système permet de repérer la présence de corps ferreux qui
modifient le champ terrestre local (anomalies). L'information recueillie peut donner, après
traitement, plusieurs informations intéressantes, comme la masse de fer, la profondeur
d'enfouissement, etc...
Source http://forumbachelor.free.fr/gma/GMA1/index.php?page=16
Figure 14: Coupe transversale d'un poisson équipé d'un magnétomètre
V.2.4.4. Susceptibilitémètres
Les susceptibilitémètres mesurent la susceptibilité (k) des roches. On peut faire ces mesures avec
des petits instruments portables sur des affleurements des roches ou avec des instruments plus
grands et plus précis dans un laboratoire sur des échantillons de roche, de préférence les carottes
de forage.
L‘opération est facile. L‘instrument est mis en marche et, avec aucun échantillon dans le porte-
échantillon le cadran est tourné jusqu‘à ce que aucun bruit ne soit entendu dans les écouteurs,
soit jusqu‘à ce que l‘aiguille de l‘instrument soit à zéro. L‘échantillon est placé dans le porte-
échantillon et on entend un son dans les écouteurs ou l‘aiguille bouge. Le cadran est tourné
encore une fois jusqu‘à ce que aucun bruit ne soit entendu dans les écouteurs, soit jusqu‘à ce que
l‘aiguille de l‘instrument soit à zéro. La différence entre les deux mesures est une mesure de
susceptibilité. Afin d‘obtenir la vrai susceptibilité l‘enregistrement est converti à l‘aide d‘un
facteur fourni par le fabricant dans la forme d‘un tableau. Les instruments plus modernes
fournissent un affichage numérique direct en unités de susceptibilité. Les petits instruments
utilisés sur le terrain fournissent les affichages directs sans devoir manipuler le cadran, mais ils
sont moins précis que les instruments de laboratoire. Ils sont, pourtant, très utiles pour obtenir
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
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une idée de la différence en susceptibilité entre les différents types de roches rencontrées sur le
terrain.
Les susceptibilitémètres peuvent être gradués soit en unités c.g.s. (autrefois), soit en unités SI,
soit en "kappa" (récemment).
V.3. PROSPECTION ELECTRIQUE [10]
V.3.1. Fondement de la méthode
Les propriétés physiques des roches et des minéraux ayant la faculté de conduire le
courant électrique est très variable. Le géophysicien s‘intéresse donc aux propriétés électriques
des sols et roches car, comme par exemple la densité ou la susceptibilité magnétique, elles
permettent de caractériser et d‘imager le sous-sol. Les propriétés électriques peuvent être
mesurées de plusieurs façons. Les méthodes de prospection électrique permettent de juger sur la
répartition des terrains de conductibilités électriques différentes dans l‘écorce terrestre.
V.3.2. Principes de base
Les objets de l‘investigation de la prospection électrique sont les roches et les assises
sédimentaires car leur résistance est infiniment grande : roches salifères, sulfate, carbonate ainsi
que les roches cristallines de sous-bassement.
Les trois propriétés suivantes sont la base fondamentale de ces méthodes électriques :
l‘activité électrochimique : base de la polarisation spontanée (P.S.)
la résistivité : facilité avec laquelle on peut faire passer un courant électrique dans la
roche
la constante diélectrique : capacité des roches à emmagasiner de l‘énergie et à la
restituer; à la base de la polarisation provoquée (P.P.).
La polarisation spontanée est causée par une activité électrochimique ou mécanique, soit
par : altération des sulfures, variation de la composition des roches aux contacts géologiques,
activité bioélectrique du matériel organique, corrosion; et gradients thermiques et pression dans
les fluides souterrains. C‘est une méthode de prospection très simple, on peut même la qualifier
de vieille méthode. Théoriquement, on peut faire des mesures de P.S. avec un équipement aussi
simple qu‘un voltmètre et deux électrodes. La polarisation est le potentiel mesuré entre une paire
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 62 ~
d‘électrode en l‘absence d‘une source externe, c‘est un effet dû uniquement à l‘équipement qui
vient donc perturber la mesure. Le seul désavantage est le fait que l‘investigation est limitée en
profondeur à moins de 60 m (200‘). Par conséquent, la P.S. a un rôle mineur en exploration.
L‘interprétation est difficile ; dûe au caractère erratique des anomalies, et le rayon
d‘investigation est limité.
En ce qui concerne brièvement la deuxième propriété, elle consiste en la mesure du
potentiel électrique généré par l‘injection d‘un courant continu dans le sol. La résistivité
électrique est la propriété physique qui montre les plus forts contrastes en géophysique. On
distingue trois grandes classes de conducteurs :
– 108 – 1 Ωm : bon conducteurs,
– 1 – 107 Ωm : conducteurs intermédiaires,
– 107 – 1 : faibles conducteurs.
Dans les sédiments et roches sédimentaires, la résistivité est généralement plus faible. Plus ces
roches sont vieilles, tassées et profondes, plus la porosité diminue et la résistivité est élevée. Le
but de la prospection électrique est justement de permettre au géophysicien de se faire une image
de la structure et des hétérogénéités du sol.
Néanmoins, le passage d‘un courant électrique dans un sol s‘accompagne de processus
électrochimiques dont le caractère et l‘intensité dépendent directement des propriétés chimiques
et physiques du sol. Ceux-ci ont été engendrés grâce à une polarisation provoquée. Pour les
mesures P.P. en exploration, les sources doivent être puissantes car les distances entre électrodes
peuvent être grandes. Généralement, les données P.P. sont présentées sous forme de pseudo-
sections de résistivité apparente et de chargeabilité. La chargeabilité est le rapport entre la valeur
maximale de Vs sur le voltage observé. Son expression, notée m, ne contient aucun facteur
géométrique donc, idéalement, c‘est un effet des volumes. On utilise alors de génératrices
permettant d‘atteindre des puissances de 1 à 10 kW. Pour les mesures DC en environnement ou
en génie, les écartements entre électrodes sont plus modestes, et une batterie de voiture 12V est
suffisante pour alimenter la source de courant pendant une journée. Lors de levés P.P., on utilise
nécessairement un courant alternatif. Cependant, pour un levé de résistivité, il est possible
d‘utiliser une source de courant continu (DC) directement (par exemple une batterie de 12V).
L‘avantage de la source DC est qu‘on mesure la vraie résistivité DC.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 63 ~
V.3.3. Evolution de cette technique
V.3.3.1. Techniques basées sur l’utilisation des champs
électromagnétiques naturelles
Théoriquement, on peut faire des mesures de P.S. avec un équipement aussi simple
qu‘un voltmètre et deux électrodes. Cependant, afin de s‘assurer d‘une bonne qualité des
données, il faut compter sur un matériel approprié.
Ces méthodes s‘appuient sur l‘étude du champ d‘intensité variable du courant dont la nature est
en relation avec l‘activité du rayonnement solaire et les phénomènes électromagnétiques de
l‘intérieur de la Terre.
a. Méthode des courants telluriques
Les courants telluriques d'origine naturelle sont des courants électriques qui circulent dans de
larges couches partout dans la croûte de la terre. La densité de courant à l'intérieur de ces
couches est une fonction de la résistivité des formations portant les courants. Les courants
telluriques à fréquences plus élevées sont présents près de la surface, alors que ceux à fréquences
plus basses se trouvent plus profondément dans la terre. Elle permet de reconnaître la profondeur
du socle cristallin, en général, moins conducteur que les roches sédimentaires. Pour cela, on
utilise les courants induits dans le sol par des fluctuations de l‘ionosphère. Les observations
obtenues lors de la méthode tellurique sont portées sur des cartes et des profils d‘intensité
moyenne de courant. La précision de cette méthode est d‘autant plus grande quand elle est
associée à d‘autres méthodes comme la gravimétrie, le carottage,…
b. Méthode magnétotellurique
Elle utilise l‘enregistrement simultanément des différences de potentiel aux extrémités de deux
lignes électriques perpendiculaires et des composantes magnétiques associées. C‘est une
technique très répandue en physique du globe et pour la recherche des sites qui se prêtent à des
exploitations géothermiques.
Prise de mesure :
Il existe deux façons principales de prise de mesures : la configuration du gradient et la
configuration à base fixe.
Pour la première, la paire d‘électrodes se déplace simultanément, d‘un point de mesure à en
général des mesures le long d‘une ligne pour ainsi obtenir un profil. Plusieurs profils parallèles
les uns aux autres permettront de couvrir une surface donnée. Cette méthode présente l‘avantage
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 64 ~
d‘être rapide. Les désavantages sont qu‘il faut additionner toutes les valeurs pour obtenir V, les
erreurs de zéro s‘additionnent et il faut veiller à garder toujours la même polarité des ´électrodes.
La configuration à base fixe consiste à ne déplacer qu‘une électrode tout en gardant l‘autre fixe.
L‘électrode mobile est déplacée de façon à couvrir la surface d‘investigation. Les avantages sont
que la lecture est directe puisque les mesures sont faites avec une même référence, et les erreurs
de zéro entre les deux électrodes ne s‘accumulent pas. Le désavantage principal est qu‘on doit
manipuler des fils pouvant être très longs. Actuellement, les systèmes d‘acquisition modernes
permettent de relier un réseau d‘électrodes à l‘instrument et d‘effectuer rapidement nos mesures.
Le Petro-Sonde est, par exemple, un instrument électrotellurique qui mesure les variations dans
la terre de champ électrique (commercialisé par Géophysique Internationale de Dallas, au Texas)
et est de loin le plus avancé outil d‘étude du courant tellurique sur le marché. Il offre un niveau
impressionnant de la résolution et de l'information. La Petro-Sonde a été utilisée dans des
milliers d'enquêtes sur la dernière décennie et elle a subi de nombreux changements et
améliorations.
V.3.3.2. Techniques basées sur l’utilisation des champs créés
artificiellement moyennant le courant continu
Ce sont des méthodes appliquées au cours des investigations régionales et de
reconnaissance des structures favorables. Les méthodes de diagraphies, verticale et de dipôle,
fournissent de bons résultats lorsque les horizons repères électriques ont une haute résistivité, et
sont situées à des profondeurs relativement faibles. La prospection électrique n‘est généralement
pas employée lors des études détaillées.
L‘exploration par méthode à courant continu se fait de deux façons :
a. Sondages électriques : exploration verticale
Pour un sous-sol homogène et isotrope, il est possible de trouver la résistivité du milieu
en injectant du courant et en mesurant la différence de potentiel ∆V ainsi créé.
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~ 65 ~
Figure 15: Illustration du principe de mise en œuvre d‘un sondage
Cette résistivité peut se traduit par la relation ci-dessous :
où K est un facteur géométrique du dispositif d‘électrode,
et où les unités sont : I = mA, V = mV, ρ=Ωm, distances en m.
Le principe général de cette technique se fait comme suit. Lorsqu‘on injecte un courant dans le
sol, les filets de courant pénètrent à une profondeur théoriquement infinie. Cependant, pour une
longueur de ligne AB constante, la densité de courant diminue avec la profondeur. Un corps
produit une distorsion des lignes équipotentielles d‘autant plus importante que la densité de
courant est forte. Donc, si le corps est profond, la ligne AB est grande. C‘est le principe des
sondages électriques : disposant d‘un quadripôle AMNB, on fait varier la longueur AB en
laissant le point O, centre de AB et de MN, fixe. On peut alors tracer la courbe représentative de
ρa en fonction de L = AB/2.
b. Profilage (traîné électrique) : exploration horizontale
Il s‘agit ici de déplacer un quadripôle AMNB de dimension fixe sur le site à explorer
comme le montre le schéma suivant :
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~ 66 ~
Figure 16: Illustration du principe de mise en œuvre d‘un profil
A chaque station, on fait une mesure de I et de ∆V qui permet de calculer ρa qu‘on
affecte au centre du dispositif. Si les mesures se font sur une grande surface, on peut rapporter en
plan les mesures et tracer des courbes d‘équi-résistivité. Si les mesures se font sur une ligne, on
établit un profil de résistivité. Si plusieurs séparations sont utilisées, on peut tracer des pseudo-
sections. On obtient ainsi une représentation qualitative de la variation de ρa latéralement et en
profondeur.
Figure 17: Construction d‘une pseudo-section
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 67 ~
Il est difficile de définir avec précision les profondeurs des tranches de terrain couvertes par un
traîné. Une anomalie sera détectée d‘autant plus facilement qu‘elle est électriquement bien
contrastée. S‘il y a fort contraste, que le corps est profond et qu‘on utilise un petit écartement
AB, le corps sera détectable. S‘il y a un faible contraste, que le corps est profond, qu‘on utilise
un petit AB, alors le corps reste invisible.
En prospection minière et pétrolière, l‘apparition de la P.P. a provoqué l‘utilisation accrue
des méthodes électriques en forage pour la caractérisation des gisements. Elles renseignent sur la
dissémination du minerai et donnent une idée de la distribution (mesures directionnelles). Par
ailleurs, les techniques de tomographie sont de plus en plus utilisées. Elles se font à partir de
deux ou plusieurs trous et permettent de reconstruire un modèle 2D ou 3D du sous-sol. Nous
nous étendrons un peu sur cela dans la suite ci-dessous.
V.4. DIAGRAPHIES [13]
En prospection pétrolière, les multiples mesures faites en forage permettent de bien
caractériser les réservoirs. Par méthodes combinées, on peut évaluer la porosité, la saturation, la
perméabilité, le contenu en hydrocarbures et la géométrie des structures. Ceci se fait à partir des
mesures de la résistivité, de densité, de la P.S., de la radioactivité naturelle, de la température et
de la pression.
V.4.1. Définition
Les diagraphies sont des techniques géophysiques mises en œuvre à l‘intérieur d‘un
forage. Elles servent à mesurer en place un paramètre physique caractéristique du terrain, avec la
meilleure résolution verticale possible. Elles sont complémentaires des techniques géophysiques
de surface qui, elles, permettent d‘obtenir des informations représentatives d‘importants volumes
de terrain mais avec une résolution moins fine. Cette technique est très développée dans
l‘exploration pétrolière et est connu sous le terme « logging ». Le résultat d‘une diagraphie se
présente donc sous la forme d‘une courbe « un log » dans un système de coordonnées où la
profondeur est indiquée sur un axe vertical orienté vers le bas et le résultat de la mesure
(résistivité, densité, vitesse d‘avancement...) est indiqué sur un axe horizontal.
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~ 68 ~
Cependant, on distingue :
Diagraphie de radioactivité naturelle (RAN)
Diagraphie de résistivité
Diagraphie microsismique
Diagraphies gamma-gamma et neutron-neutron
V.4.2. Classification
Il existe deux grandes catégories de diagraphies :
V.4.2.1. Diagraphies instantanées
Elles sont réalisées pendant le forage : durant le processus même du forage, on réalise des
mesures dont le résultat est fonction de la profondeur de l‘outil de forage. Les diagraphies
instantanées sont soit l‘enregistrement des paramètres de forage, soit des diagraphies
géophysiques.
En voici quelques exemples :
La diagraphie de vitesse d‘avancement se trouve être la plus fréquemment utilisée, elle
donne une information sur les propriétés mécaniques du terrain traversé par le forage. Plus le
terrain est facile à forer, plus le forage peut se réaliser rapidement. Naturellement, cette vitesse
dépend aussi du type d‘outil, de la machine utilisée pour le forage et de la manière dont le foreur
règle sa machine. C‘est pourquoi, la diagraphie de vitesse d‘avancement doit être calibrée en
fonction du type de machine et d‘outil utilisés.
Un autre type de diagraphies instantanées, « diagraphies en cours de foration » connues
sous le nom de « measurements while drilling », est employé dans le domaine de l‘exploration
pétrolière et est actuellement en cours de mise au point pour la reconnaissance en génie civil.
V.4.2.2. Diagraphies différées
Elles consistent à mesurer depuis l‘intérieur du forage l‘une des grandeurs physiques
caractéristiques. Dans cette technique, on peut rencontrer des diagraphies qualifiées de
diagraphies légères et des diagraphies lourdes :
celles lourdes utilisent une source radioactive ; ce sont des diagraphies de radioactivité
provoquée. Le qualificatif « lourd » tient au fait qu‘elles sont complexes à mettre en œuvre, en
particulier à cause des problèmes de sécurité, et qu‘elles sont donc assez coûteuses, telles que:
— la diagraphie gamma-gamma, qui sert à mesurer la masse volumique des matériaux,
— la diagraphie neutron-neutron, qui sert à mesurer la teneur en eau.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 69 ~
Les diagraphies légères sont plus simples à mettre en œuvre et posent moins de
problèmes de sécurité. Nous citerons :
— la diagraphie de radioactivité naturelle ou gamma-ray ;
— la diagraphie de résistivité;
— la diagraphie microsismique.
L‘extrait suivant représente un exemple de trois diagraphies différentes réalisées sur un même
forage :
Source Technique de l’Ingénieur C225
Figure 18: Exemples de log
V.4.3. Principe général
Les diagraphies sont réalisées à partir d‘une sonde descendue dans le forage et reliée à
la surface du sol par l‘intermédiaire d‘un câble s‘enroulant autour d‘un treuil en passant par une
poulie posée sur un trépied à l‘aplomb du forage.
Généralement, le principe de toute diagraphie est à peu près pareil, et on peut retrouver les
matériels ci-dessous :
Un câble qui supporte le poids de la sonde pour pouvoir la faire descendre dans le trou.
Sa longueur doit être ajustée à la profondeur de l‘investigation avec une précision meilleure que
0,5%.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 70 ~
Un treuil doit pouvoir enrouler et dérouler le câble de manière continue à vitesse
régulée ; il peut également comporter un dispositif de mesure de la longueur du câble, sinon c‘est
la poulie qui porte un capteur « roue codeuse ».
Une poulie
Un outil numérique pour l‘enregistrement de l‘information
Source Technique de l’Ingénieur C225
Figure 19: Schéma général d‘un matériel de diagraphie
V.4.4. Evolution de cette technique
V.4.4.1. Diagraphie de radioactivité naturelle ou gamma-ray
Cette technique de diagraphie met en évidence les matériaux plus ou moins radioactifs
naturellement et est la plus largement utilisée. Les seuls éléments radioactifs ayant une
concentration notable dans les matériaux naturels sont le potassium, l'uranium et le thorium. Pour
les formations sédimentaires on enregistre une radioactivité importante dans :
Les formations argileuses qui renferment du potassium (l‘argile est le matériau courant
le plus radioactif)
Les sels de potassium.
Les formations riches en matière organique peuvent contenir l'uranium.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 71 ~
Les formations détritiques contenant des feldspaths (potassium) ou enrichies en
minéraux lourds.
Les forages peuvent être noyés ou secs, tubés ou pas ; ils peuvent être de très faible diamètre
intérieur, puisqu‘il existe des sondes de diagraphies RAN de 2,5 cm de diamètre. Ainsi, la
diagraphie RAN peut être mise en œuvre dès la fin de la foration par l‘intérieur du train de tige
avant que celui-ci ne soit enlevé. Le résultat d‘une diagraphie de radioactivité naturelle se
présente toujours sous forme de courbe où la profondeur est portée sur l‘axe vertical et la
radioactivité mesurée, en nombre de coups par seconde(cps), est portée sur l‘axe horizontal.
Source Technique de l’Ingénieur C225
Figure 20: Exemple de log gamma ray
V.4.4.2. Diagraphie de résistivité ou Lateralog
L‘appellation « Laterolog » a été déposée par la société de prospection électrique
Schlumberger. La diagraphie de résistivité est un complément aux campagnes de prospection
électrique de surface, en donnant des informations précises sur la répartition locale des
résistivités des matériaux en fonction de la profondeur ; on peut ainsi caler l‘interprétation des
mesures de surface en en levant les ambiguïtés. Il est préférable que le forage ne soit pas sec, car
le fluide de forage assure au mieux le contact électrique. Le forage doit être tubé, un seul tubage
plastique crépine est acceptable. La sonde de diagraphie de résistivité est un cylindre fait dans un
matériau isolant qui porte des électrodes en forme d‘anneaux métalliques.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 72 ~
Source Technique de l’Ingénieur C225
Figure 21: Principe d‘une sonde de résistivité normale
Rappelons brièvement le principe technique de cette méthode : on envoie un courant d'intensité I
dans un milieu considéré à notre échelle comme isotrope et infini. Le courant se propage dans la
formation plus ou moins facilement en fonction de ses caractéristiques physiques. Le résultat
sera représenté sous la forme de deux courbes où la profondeur est indiquée sur un axe vertical et
la résistivité apparente en ohms-mètres sur l‘axe horizontal. (cf § VI.4.2 Figure 21)
V.4.4.3. Diagraphie microsismique
Cette diagraphie est connue sous le nom de « diagraphie sonique » ou aussi « diagraphie
acoustique ». Car en effet, la diagraphie sonique est un outil qui fournit l‘intervalle du temps de
passage d'une formation, désigné par ∆t, qui est une mesure de la capacité d'une formation de
transmettre des ondes sismiques. Géologiquement, cette capacité varie avec la lithologie et la
texture des roches, diminue le plus souvent avec une porosité efficace croissante. Ceci signifie
que cette méthode peut être employée pour calculer la porosité d'une formation et est très utile
pour l'exploration d'hydrocarbures.
C‘est une méthode très efficace pour une étude détaillée des massifs rocheux et pour la
détection de fractures. Pour ce faire, les forages ne doivent absolument pas être tubés pour
permettre le bon contact mécanique entre les sources sismiques, les capteurs et les formations.
Les forages peuvent ou non contenir un fluide.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 73 ~
Source Technique de l’Ingénieur C225
Figure 22: Principe d‘une sonde microsismique
La sonde microsismique est constituée par trois éléments (une source sismique, deux
accéléromètres) reliés par des amortisseurs (silent block), qui maintiennent la structure de la
sonde mais empêchent les vibrations de se propager d‘un élément à l‘autre.
Ici, la mesure se fait point par point, la source devant être bloquée au forage pour chaque mesure.
Le résultat de la mesure est constitué de deux courbes : la profondeur des points de mesure est
portée sur l‘axe vertical et les vitesses relatives aux deux distances source-récepteur sont portées
sur l‘axe horizontal.
V.4.4.4. Diagraphies gamma-gamma et neutron-neutron
Ces techniques font partie des diagraphies de radioactivité provoquée, et elles
contribuent aussi à la connaissance géologique du terrain : nature, profondeur et épaisseur des
couches, fractures (caractérisées par une faible masse volumique et une forte teneur en eau).
Elles sont réalisées dans des forages non tubés. Notons qu‘il est interdit de laisser une source
radioactive dans le forage, il faut alors éviter de faire coincer la sonde.
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~ 74 ~
Source Technique de l’Ingénieur C225
Figure 23: Principe d‘une sonde gamma-gamma (ɤ-ɤ)
Source Technique de l’Ingénieur C225
Figure 24: Principe d‘une sonde neutron-neutron (N-N)
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~ 75 ~
Le principe de ces diagraphies est le même, mais avec les différences suivantes :
Tableau 8: Comparaison entre les diverses parties des sondes ɤ-ɤ et N-N
Parties de la sonde Diagraphie ɤ-ɤ Diagraphie neutron-neutron
Source de rayonnement Source de rayonnement
ɤ (Césium 137)
Plus la masse volumique
est forte, plus le rayonnement
s‘atténue
Source à neutrons
rapides (Américium-Béryllium)
Les atomes
d‘hydrogènes ralentissent le
rayonnement
Premier détecteur Distance avec la source :
20cm
Séparé de la source par
un cylindre de plomb
Protégé du rayonnement
direct de la source par du
polyéthylène
Deuxième détecteur Principal capteur
Détecte des rayons ɤ
selon la masse volumique du
terrain, diamètre de forage
Détecte des neutrons
selon la teneur en eau des
matériaux, diamètre de forage,
composition chimique des
matériaux
Les résultats se présentent sous la forme de courbes qui indiquent, en fonction de la profondeur,
le nombre de coups par seconde (cps) mesurés ; lorsque l‘interprétation quantitative est possible,
ces courbes indiquent la masse volumique et la teneur en eau.
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~ 76 ~
Source Laboratoire Régional de l’Ouest Parisien
Figure 25: Diagraphies nucléaires
V.5. PROSPECTION SISMIQUE [26][30]
La sismique est employée par une large gamme de scientifiques et d'industriels :
géotechniciens, pour l'implantation d'ouvrages ou la réalisation d'études d'impact ; géologues et
géophysiciens, pour des travaux qui vont de la définition de la structure profonde de la
lithosphère jusqu'à celle des dépôts sédimentaires actuels. Toutefois, c'est dans le domaine
pétrolier que se réalise la quasi-totalité (environ 95 %) des dépenses relatives aux études
sismiques.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 77 ~
V.5.1. Principe général
Le principe de la prospection sismique est lié au fait que si en un point du sol on
provoque un ébranlement, il se propage de proche en proche en s'amortissant ; le temps
nécessaire pour qu'il atteigne des récepteurs dépend de la nature et de la disposition des
formations géologiques. La prospection sismique a pour base l'étude de ce temps de propagation.
L'ébranlement du sol se traduit par une émission d'ondes élastiques. La vitesse de propagation
des ondes élastiques dans le sol est comprise entre de larges limites : inférieure parfois à la
vitesse du son dans les tourbes et les terrains superficiels meubles et secs, elle peut atteindre 6
km/sec dans le granite. Pour un même type de roche, elle diminue avec le degré d'altération, de
fissuration ou de fracturation ; elle augmente par contre généralement avec la profondeur. Dans
les dépôts meubles, elle est plus élevée au-dessous du niveau hydrostatique qu'au-dessus ; dans la
tranche imbibée, elle décroît si la porosité augmente.
Lorsque les ondes sismiques arrivent sur une interface entre deux couches de vitesses différentes,
une partie des ondes sont réfléchies vers la surface, l‘autre partie étant transmise dans les
couches plus profondes.
On distingue :
Les ondes P ou ondes primaires appelées aussi ondes de compression ou ondes
longitudinales. Le déplacement du sol qui accompagne leur passage se fait par des dilatations et
des compressions successives. Elles se déplacent parallèlement à la direction de propagation de
l'onde. Ce sont les plus rapides et donc les premières à être enregistrées sur les sismogrammes.
Les ondes S ou ondes secondaires appelées aussi ondes de cisaillement ou ondes
transversales. À leur passage, les mouvements du sol s'effectuent perpendiculairement au sens de
propagation de l'onde. Ces ondes ont comme propriété importante de ne pas se propager dans les
milieux liquides et donc dans l'eau.
Les angles d‘incidence, de réflexion et de transmission sont reliés par le paramètre de rai, p, qui
est constant pour chaque rayon :
où Ɵi,r,t et Vi,r,t sont les angles et les vitesses dans les milieux incident, réfléchi et réfracté.
Le déroulement des câbles et la pose des géophones n‘occupent qu‘une bande de terrain de
quelques mètres de larges, le long du tracé prévu pour le « profil sismique ». L‘espacement entre
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 78 ~
ces géophones peut varier de 10 à 100m, le dispositif s‘étalant ainsi sur quelques kilomètres de
long.
En réalité, l‘imagerie sismique se résume en trois grandes étapes:
V.5.1.1. Acquisition des données
Il s‘agit tout d‘abord de recueillir des données sismiques sur site. Le mode opératoire a déjà été
expliqué ci-dessus. Sauf que pour des investigations marines, on utilise un navire pour
remorquer les sources émettrices d‘ondes acoustiques. Des capteurs répartis le long de streamers
enregistrent alors l‘écho réfléchi par les discontinuités géologiques du sous-sol.
V.5.1.2. Traitement des données
C‘est une étape mathématique permettant de transformer les données sismiques en une image en
deux ou trois dimensions (2D ou 3D) du sous-sol grâce à des algorithmes très complexes qui
requièrent d‘énormes puissances de calcul.
V.5.1.3. Interprétation sismique
Cette dernière étape consiste en la traduction de l‘image sismique en termes géologiques.
L‘interprétation sismique requiert les compétences de tous les métiers de la géoscience :
géophysiciens, géologues, ingénieurs réservoirs.
V.5.2. Sismique réflexion
La principale méthode géophysique utilisée en exploration pétrolière est la sismique
réflexion. Les opérations d‘acquisition de données ne nécessitent aucune implantation
d‘ouvrages et sont réalisées par des engins mobiles.
Soit une onde sismique émanant d‘une source S et incidente sur une interface entre deux milieux
de vitesses constantes V1 et V2. La couche de vitesse V1 a une épaisseur h. L‘onde réfléchie est
enregistrée par un récepteur (soit un géophone, soit un hydrophone) à une distance x de la
source.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 79 ~
Figure 26: Géométrie de la sismique réflexion
S : source, R : récepteur
La distance parcourue que l‘on divise par la vitesse est alors donnée par :
Le temps de parcours est :
Cette courbe décrivant la relation entre le temps de parcours et la distance source récepteur est
connue sous le nom d‘hodochrone. L‘hodochrone caractéristique d‘une onde réfléchie est une
hyperbole, c‘est-à-dire si on remarque une hyperbole sur un tir sismique, il s‘agit alors d‘une
onde réfléchie. L‘analyse d‘une hodochrone nous donne donc des informations sur la vitesse de
la couche (qui contrôle sa courbure) et sur son épaisseur.
Le schéma suivant montre comment se propagent les ondes acoustiques dans cette méthode de
réflexion pour une prospection en mer :
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 80 ~
Source http://www.unice.fr/DeptPhys/sem6/2007-2008/PagesWeb/Sismo/reflexion.html
Figure 27: Principe de la sismique réflexion
V.5.3. Sismique réfraction
Maintenant, dans le milieu 2, dans la couche de vitesse V2, on a :
p est constant
Si Vt>Vi et si sin ɵt=1 (ɵt=pi/2)
où ɵc est l‘angle critique, angle pour lequel le rai se propage le long de l‘interface dans le milieu
2. On parle d‘onde réfractée critiquement ou d‘onde conique.
Figure 28:Géométrie de la sismique réfraction
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 81 ~
Soit d le trajet et t le temps de parcours
Pour la couche 1 :
d= SP + QR
ainsi
Pour la couche 2 :
d=PQ
Ce qui nous donne le temps total : t = t1 + t2
Avec V1/V2 = sin ɵc
Ici l‘hodochrone est une simple droite de pente 1/V2 et dont l‘ordonnée à l‘ origine ne dépend
que de l‘épaisseur de la couche et des vitesses de part et d‘autre de l‘interface.
Soit généralisé à N vitesses :
:
Nous pouvons voir, grâce à la figure ci-dessous, une illustration explicative de l‘acquisition de
données sismiques dans le cas de la méthode par réfraction :
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 82 ~
Source http://www.unice.fr/DeptPhys/sem6/2007-2008/PagesWeb/Sismo/reflexion.html
Figure 29: Principe de la sismique réfraction
V.5.4. Evolution des technologies de prospection sismique
La méthode sismique occupe la première place parmi toutes les méthodes géophysiques
existantes. Elle fait partie des dernières étapes de l‘exploration avant l‘exécution du forage, car
celle-ci procure beaucoup plus de précisions et détails sur les formations souterrains. La
première prospection sismique terrestre digne de ce nom fut réalisée par l'allemand Mintrop et
date du début des années 20. Le gisement pétrolier d'Orchard Salt Dome au Texas fut découvert
par la méthode sismique-réfraction en 1924. Principalement parce que l'idée de pétrole off-shore
faisait sourire, il faut attendre la fin des années 30 pour voir la réalisation de campagnes de
sismique marine, au large du New-Jersey, et dans la Manche. Les premiers systèmes
d'acquisition de données sismique marine sont constitués d'un ou quelques hydrophones attachés
à un câble, et des explosifs employés en guise de source. A partir des années 60, l'essor du
pétrole offshore conjugué à celui de l'informatique font évoluer rapidement les techniques
d'acquisition, les méthodes et la capacité de traitement des données : les navires des contracteurs
géophysiques tractent maintenant jusqu'à 12 flûtes sismiques parallèles (ensemble d'hydrophones
protégés à l'intérieur d'une gaine) de 6 à 8 km de longueur et qui totalisent plusieurs milliers de
traces (ou points de mesure). Ils mettent en œuvre des ensembles de canons à air qui émettent
une onde de pression à des cadences élevées (de l'ordre de 5 secondes) : une surpression est créée
par injection d'une bulle d'air dans l'eau. Le coût élevé de ces technologies qui permettent de
dresser des cartes en 3-dimensions du sous-sol, avec une résolution de l'ordre de la dizaine de
mètres et définissent ainsi précisément les objectifs pétroliers, est largement compensé par la
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 83 ~
diminution du nombre de forages de prospection et par l'augmentation considérable de leur taux
de succès.
V.5.4.1. Sismique 2D
La Sismique 2D est défini comme une technologie de mesure acoustique qui utilise des
navires remorqués d‘hydrophones. De l'énergie acoustique est habituellement fournie par la
détonation des charges explosives. Cette technique fournit une section transversale à 2
dimensions du fond marin et est employée principalement reconnaitre la présence des réservoirs
de pétrole ou de gaz. Pour des applications en onshore, on utilise de grands camions vibreurs.
Figure 30: Imagerie du sous-sol par sismique réflexion 2D
V.5.4.2. Sismique 3D
La sismique 3D a été récemment développé pour la recherche pétrolière. Dans cette
technique, on doit effectuer diverses études sismiques pour créer une série d‘acquisitions
sismiques sur une surface bien définie allant de 3 à 5km2. Des ordinateurs programmeurs
rassemblent ces sections ensemble pour former une image cubique de cette zone. L‘avantage de
la sismique 3D est que, à l'aide des ordinateurs, on peut se permettre de découper le cube en
tranches dans n'importe quelle direction (Nord-Sud, Est-Ouest, horizontalement, ou sur n'importe
quel autre plan). Etant concentré sur un secteur, il est possible de fournir des informations
beaucoup plus concrètes sur les structures géologiques qu'elles contiennent.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 84 ~
Cette méthode à 3 dimensions a connu beaucoup de succès dans les opérations offshore, en
particulier dans le Golfe du Mexique, là où les zones d‘études tendent à être plus répandues en
mer que sur la terre. Elle est le plus souvent employée dans les régions potentielles où l‘on pense
trouver d‘assez grandes accumulations d'huile afin de justifier les dépenses.
Néanmoins, on peut également entendre parler de « sismique 4D », qui se rapporte à
renouveler la sismique 3D pour surveiller les changements dans les formations, principalement
les changements des niveaux du fluide.
Source Document Professeur Jean-Luc Mari. Cours online de géophysique. Université de Lausanne. IFP
Figure 31: Imagerie du sous-sol par sismique réflexion 3D
IV.5.5. Prospection sismique offshore
C‘est vers la fin des années 1930 que l‘on commence à voir apparaître les premières
campagnes de prospection sismique marine dans la Manche et au large du New-Jersey. À cette
époque les systèmes d‘acquisition étaient composés d'un ou plusieurs hydrophones, attachés à un
câble, qui récupéraient les ondes émises par les explosifs servant de source sismique. Au
lendemain de la Seconde Guerre mondiale, avec l‘essor du pétrole off-shore et de l‘informatique,
les techniques et les méthodes d‘acquisition et de traitement de données vont très vite évoluer.
Ainsi on voit apparaître des navires tractant jusqu‘à douze flûtes sismiques parallèles de 6 à 8 km
de long. La source sismique est devenue un ensemble de canons à air qui émettent une onde de
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 85 ~
pression à des cadences élevées (de l'ordre de 5 secondes). De nos jours il existe plusieurs
méthodes et appareils de prospection sismique permettant ainsi de répondre aux besoins de la
recherche et aux différentes situations (profondeur d‘eau, de pénétration et résolution).
L‘objectif de la prospection sismique offshore consiste à acquérir une image précise des
différentes couches géologiques du sous-sol du fond marin afin de préciser les structures
géologiques ayant pu contenir et bloquer des hydrocarbures.
Actuellement, la technique sismique la plus courante est celle des canons à air comprimé (air
guns) pour l‘étude de la structure géologique du fond marin suivant des lignes d‘acquisition
prédéterminées. Elle consiste à libérer soudainement dans l‘eau un volume d‘air comprimé par
jets brefs et répétitifs. Cette décompression brusque correspond à un tir et se produira tous les 25
mètres soit environ toutes les 10s à 12s. Elle provoque ainsi un ébranlement de la masse d‘eau
qui se propage dans le sous-sol du fond marin et réfléchi ou réfracté par les différentes couches
géologiques présentes. Les ondes réfléchies sont captées par la suite par des capteurs sonores très
sensibles, « hydrophones » et seront analysées pour faire sortir l‘image de la structure géologique
présente.
Source littoral-gabon.e-monsite.com 2009
Figure 32: Campagne sismique offshore dans le champ de Palanca (Angola)
Cette méthode se subdivise en trois étapes :
1. La mobilisation de l‘ensemble du navire et de son fonctionnement scientifique et
maritime sur la zone de travail.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 86 ~
2. L‘acquisition des données qui comprend une phase de déploiement de l‘ensemble
source-streamer avec une vérification contrôle-qualité des différents outils mis en jeu, suivie de
l‘acquisition proprement dite.
3. La démobilisation : tous les matériels de prospections sont à bord et le bateau quitte la
zone de prospection.
Pour cela, les matériels requis sont les suivants :
Un navire sismique : il parcourt des lignes prédéfinies avec une vitesse relativement
faible de l‘ordre de 4 à 6 nœuds (7 à 11 km/h). Le bateau est équipé d‘un système de navigation
intégré. Il tracte derrière lui une source/matériel sismique.
Un système d’émission : immergé à 6 mètres de profondeur, il est constitué par une
batterie de 32 canons à air comprimé.
Un système de réception : immergé à 7 mètres de profondeur il est constitué par un
câble, une flûte ou « streamer » de 8 km de longueur, flexible en polyuréthane. Le streamer est
composé de groupes d‘hydrophones et d‘autres éléments électriques. Compte tenu de la longueur
du streamer, son extrémité est marquée par une bouée de signalisation.
Un navire escorteur
V.6. RECAPITULATION
La géophysique appliquée est une discipline qui consiste à étudier (observer, mesurer)
un champ physique à la surface du sol ou dans des cavités creusées dans le sol. Ce champ
physique (origine naturelle ou provoquée), dépend d‘un ou plusieurs paramètres caractéristiques
des matériaux dont on cherche à déterminer la répartition dans le terrain.
Ce qui nous conduit au tableau suivant :
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques
~ 87 ~
Tableau 9: Tableau récapitulatif des méthodes géophysiques
METHODES GRANDEUR
MESURE
PARAMETRE ORIGINE DU
CHAMP
PHYSIQUE
Gravimétrie Champ de pesanteur Densité Naturelle
Sismique Temps de trajet Vitesse d‘ondes
mécaniques
Provoquée
Electrique par courant
injecté
Potentiel électrique Résistivité Provoquée
Magnétique Champ magnétique Susceptibilité
magnétique
Naturelle
Electromagnétique Champ
électromagnétique
Résistivité et
permittivité
Provoquée
Radioactivité Evènements Radioactivité des
roches
Provoquée ou
Naturelle
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUE D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VI : Prospection géochimique
~ 88 ~
Chapitre VI: PROSPECTION
GEOCHIMIQUE
Les études géophysiques et géochimiques se joignent éventuellement à l'étude
géologique. La géochimie, qui complète l'étude des roches, est en plein développement. En
géologie minière, les études concernant les teneurs en métaux, ainsi que les positions des traces
(camouflées dans les silicates, entre les cristaux, etc.) et les formes minéralogiques de ces traces
permettront sans doute de confirmer, planifier et exécuter un levé géochimique. Les
investigations géochimiques sont très répandues surtout au stade des études régionales ainsi
qu‘au cours du forage d‘un puits de reconnaissance. On étudie ainsi les différents indices
d‘hydrocarbures de façon directe ou indirecte suivi des manifestations naphtabitumes.
VI.1. NOTION DE GEOCHIMIE [6]
VI.1.1. Définition
La géochimie est l'étude de la répartition et des quantités d'éléments chimiques dans les
roches, les minéraux, les sols, les fluides et les gaz sur la Terre. La géochimie organique se
rapporte plus précisément à la chimie du carbone, élément essentiel à toute vie. Elle permet grâce
à l'étude des matières organiques fossiles de suivre l'évolution thermique des kérogènes et
d'évaluer le potentiel roche-mère de certaines couches géologiques. Quant à la géochimie
inorganique, elle porte sur la chimie de tous les autres éléments et permet d‘évaluer l‘évolution
de la porosité des roches. Les organismes vivants sont les précurseurs du pétrole et du charbon,
surtout constitués de carbone et d'hydrogène (molécules d'hydrocarbures).
La géochimie de l‘environnement est l‘étude des éléments chimiques qui composent le
substratum rocheux et les sols à la surface de la Terre : leur abondance et leur distribution, les
divers processus naturels (physiques, chimiques et biologiques) qui influent sur leur forme
chimique et leur mobilité, ainsi que leur origine, qu‘elle soit naturelle ou anthropique. Ce
domaine de recherche repose sur plusieurs disciplines scientifiques – la géologie, la chimie et la
biologie – et c‘est une activité cruciale pour bien gérer nos ressources naturelles et protéger la
santé des citoyens.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUE D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VI : Prospection géochimique
~ 89 ~
VI.1.2. Place de la géochimie dans la recherche pétrolière
Rappelons que le pétrole découle de la transformation progressive de la matière
organique en kérogène grâce à des mécanismes biologiques, chimiques et physiques tel que la
diagenèse; puis en pétrole et en gaz naturel, en passant par diverses altérations thermiques
(catagenèse et métagenèse). Le charbon, lui, provient de matières organiques remaniées sur la
terre ferme comme les plantes. Le charbon de tourbe peut avoir été constitué sous l'effet
progressif de la chaleur et de la pression, après enfouissement stratigraphique. Le méthane des
gisements houillers est un sous-produit du gaz naturel, le charbon servant à la fois de source et
de réservoir. Les propriétés des différents pétroles et charbons peuvent varier grandement, selon
les types de précurseurs organiques d'origine, les antécédents thermiques et les différents facteurs
biologiques, écologiques et géochimiques en cause.
La géochimie applique les outils et concepts de la chimie à l‘étude de la Terre. En ce qui
concerne la Terre, cette discipline a pour objectif la connaissance des cycles par lesquels la
plupart des éléments chimiques sont conduit alternativement en surface et en profondeur au sein
de la Terre. La géochimie peut donc aider à établir le degré de probabilité de gisements
pétroliers, à l'intérieur de bassins sédimentaires, en étudiant les facteurs d'ordre chimique ayant
une incidence sur l'origine, les déplacements et l'accumulation d'hydrocarbures dans les bassins.
Les géochimistes définissent les caractéristiques des roches-réservoirs poreuses en étudiant les
modifications chimiques, comme la minéralisation, qui surviennent lorsqu'il y a interaction entre
la roche et l'eau. Ils jugent les conséquences possibles sur l'environnement de la présence d'une
mine et de la combustion de charbon en étudiant les quantités, la répartition et la mobilité
d'éléments à l'intérieur de couches de houille. Ils jettent aussi de la lumière sur l'évolution des
bassins sédimentaires en précisant les antécédents thermiques d'unités rocheuses de bassins.
Ainsi, parmi les nombreuses techniques de prospection, la prospection géochimique, ou
géochimie appliquée à la recherche minière et pétrolière, tient une place de choix. Mise en
pratique pour la première fois en Union soviétique, vers les années 1940, la prospection
géochimique est de plus en plus utilisée dans le monde entier comme outil complémentaire dans
tous les travaux de recherches géologiques et minières.
VI.2. OBJECTIFS
D‘un point de vue applicatif, les buts de la géochimie sont, entre autres :
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUE D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VI : Prospection géochimique
~ 90 ~
la détermination de la composition des différentes enveloppes terrestres et de leur
évolution, des hautes couches de l‘atmosphère à la graine ;
la quantification des transferts de matière et d‘énergie au sein de la Terre ; la
quantification des interactions entre ses différentes enveloppes ;
la détermination de l‘âge des roches et des événements ayant affecté la Terre, par le
biais de la géochronologie ;
l‘étude des conditions environnementales passées (paléoenvironnements).
VI.3. METHODES D’ANALYSE [3] [6] [12]
Comme les divers éléments dosés dans les échantillons se trouvent généralement à l'état
de traces et que les teneurs absolues observées pour ces éléments peuvent varier, suivant la
nature des échantillons (roches, sols, eaux...), les analyses nécessitent des techniques appropriées
et, de la part des analystes, un soin et un entraînement particuliers. Les méthodes les plus
courantes relèvent des types suivants : colorimétrie, spectrométrie par absorption atomique ou
optique, chromophotographie, fluorescence X, radiométrie, activation neutronique, spectrométrie
d'émission à lecture directe, spectrométrie d'émission sous plasma, les détails analytiques étant
eux-mêmes très variés. Le problème se porte alors sur le choix de la méthode la mieux adaptée
suivant le type de recherches à effectuer.
Deux principales méthodes sont utilisées pour les analyses et les études :
La méthode analytique par la Pyrolyse Rock-Eval
Les méthodes physico-chimiques
VI.3.1. Pyrolyse Rock Eval
Cette méthode consiste à pyrolyser un échantillon de roche afin d'évaluer sa richesse en matière
organique, son potentiel pétrolier et la qualité de son kérogène.
a. Paramètres géochimiques déterminés
le carbone organique total (TOC) : évalue la richesse de la roche en matière
organique et sa prédisposition à générer des hydrocarbures.
le potentiel en hydrocarbures libres (S1) : c‘est la quantité d‘hydrocarbures
libres contenu dans la roche,
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUE D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VI : Prospection géochimique
~ 91 ~
le potentiel en hydrocarbures résiduels (S2) : c‘est la quantité d‘hydrocarbures
généré par pyrolyse et qui représente les hydrocarbures qui auraient été générés si
la roche avait atteint un stade de maturation suffisant.
Tmax en °C : détermine le degré de maturation de la roche mère. "elle est la
température de pyrolyse enregistrée au maximum du pic de génération S2".
le carbone minéral : évalue la teneur en carbonate
le carbone résiduel : permet la détermination de la quantité de matière
organique inerte.
l‘indice de production(IP), l‘index d’hydrogène(IH) et l‘indice d’oxygène :
sont calculés à partir du TOC, S1 et S2.
b. Exemple de présentation des résultats : Log Géochimique
La représentation des résultats d‘analyses des échantillons d‘un puits sous forme du Log, permet
l‘identification rapide des niveaux Roche-Mère.
VI.3.2. Les méthodes physico-chimiques
Les analyses physico-chimiques ont pour objectifs de caractériser les huiles. La méthodologie
adoptée pour ces études est :
L‘extraction des huiles
Le désoufrage de l‘extrait
Le désasphaltage
La distillation
Analyses spécifiques telles que le point d‘éclair, point de feu, viscosité, teneur en eau,..
Viennent par la suite les analyses chromatographiques. Ceci constitue à l‘étude des extraits
pour la détermination du pourcentage de chaque fraction, de la maturité et origine de la matière
organique et le milieu de dépôt. Il y a plusieurs variantes de cette méthode :
Chromatographie par colonne
Chromatographie sur couche mince
Chromatographie en phase gazeuse
Chromatographie en phase liquide
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUE D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VI : Prospection géochimique
~ 92 ~
Les études sédimentologiques présentent les objectifs de donner des renseignements sur les
natures lithologiques des formations rencontrées, identifier les caractéristiques du réservoir,
donner une idée sur le mode de dépôt et porosité. Ces opérations sont réalisées par :
la granulométrie
la calcimétrie
les lames minces
Parmi ces méthodes, on peut citer :
Tableau 10: Quelques appareillages
TECHNIQUES D‘ETUDES INSTRUMENTS /
APPAREILLAGE
PARAMETRES
DETERMINES
Préparation des échantillons :
Concassage, broyage
Pulvérisateur
Broyeur
Concasseur
Quarter
-
Extraction / Séparation /
Distillation
SOXHLET (pour les
échantillons)
DEAN STARK (pour
carotte)
Pourcentage de l‘extrait
Pyrolyse Rock Eval Détermination du TOC
Extraction Chromatographie
Addition d‘acide
chlorhydride
Calcimètre (de Bernard) Détermination du CaCO3
La reconnaissance des roches fait appel à trois types d‘analyses :
la micrographie : préparation d‘une lame mince de roche et observation au
microscope optique, notamment à la lumière polarisée ;
l’analyse chimique élémentaire : déterminer la composition en éléments d‘une roche
(concentration massique des différents éléments, en général traduite sous forme d‘oxydes pour
les éléments majeurs) ; initialement faite avec des réactions chimiques (dosages) élément par
élément, ces analyses sont maintenant faites avec des méthodes physiques globales donnant la
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUE D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VI : Prospection géochimique
~ 93 ~
concentration en tous les éléments comme la spectrométrie de masse à source plasma ou la
spectrométrie de fluorescence X ;
l’analyse de phase par diffraction de rayons X : on a accès à la structure cristalline
des composants, et l‘on peut donc déterminer la nature des phases, par exemple reconnaître les
différentes formes de cristallisation de la silice ou bien savoir si le calcium est présent sous
forme de CaO ou de CaCO3.
VI.4. RECAPITULATION
La prospection géochimique en général peut se résumer en trois étapes :
- en premier lieu, recueillir scientifiquement les échantillons en évitant toute
contamination et enregistrer toutes les informations pertinentes.
- deuxièmement, préparer les échantillons pour l'analyse chimique et mettre en plan ces
résultats.
- et pour finir, interpréter ces résultats en faisant intervenir nos connaissances théoriques.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 94 ~
Chapitre VII: TECHNIQUES DE FORAGE
Comme on l‘a déjà énoncé ci-dessus, la dernière étape qui confirme et vérifie réellement
l‘existence d‘un gisement pétrolifère est le « forage », c‘est-à-dire sur le terrain. Cette discipline
requiert une manipulation très technique qui exige fortement d‘être maîtrisée. Vu que son coût
d‘exécution s‘avère très exorbitant, son emplacement doit se situer à un endroit bien précis après
de longues périodes d‘études. Le forage des puits de pétrole et de gaz doit être conforme aux
règlements et aux normes d'exploitation énoncé dans la loi sur les ressources en pétrole et en gaz.
La marche à suivre pour soumettre une demande de forage et les exigences en matière de forage,
de production, de suspension et de fermeture des puits de pétrole et de gaz sont résumées dans
ces règlements. De plus, il faut prendre des mesures de sécurité, de protection de l'environnement
et de gestion de la ressource au moment du forage d'un puits. Parmi ces mesures, on note
l'utilisation de l'équipement adéquat, la conception du forage et la construction du puits. Lorsque
l'on rencontre un gisement pétrolifère ou gazier exploitable commercialement, on termine la
construction du puits en vue de la production en y installant le cuvelage, le tubage, le ciment et la
tête de puits.
VII.1. NOTION GENERALE SUR LE FORAGE [4] [9]
En effet, le forage est une technique indispensable pour la prospection pétrolière dont
les travaux contribuent dans une large mesure dans la concrétisation des programmes de
prospection, à plus forte raison pour l‘exploration des gisements pétrolifères. Il permettra plus
tard à l‘exploitation des gisements découverts. La caractéristique très distinctive du domaine
pétrolier est que ces gisements sont généralement ensevelis à de grandes profondeurs. Les
difficultés géologiques sont énormes si bien que les techniques classiques semblent incapables
de venir à bout de la recherche ou de l‘exploitation. Seul le forage peut paraître comme la
technique appropriée. Il va directement jusqu‘à la structure pour recueillir des informations
fiables.
Généralement, les équipements indispensables pour la réalisation d‘un forage sont :
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 95 ~
Source : Fluideconcept
Figure 33: Schéma de l'ensemble du matériel permettant le forage d'exploration
Plusieurs techniques de forages ont été développées en fonction du type d‘ouvrage recherché et
du contexte géologique.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 96 ~
VII.2. ROTARY DRILLING [4] [9]
VII.2.1. Généralités
La technique rotary est exclusivement utilisée dans les terrains sédimentaires y compris
les terrains durs pour les machines de fortes puissances. Les puits de production de pétrole et de
gaz sont réalisés à l'aide d'un système de forage rotary.
La technique du forage rotary consiste à mettre en rotation un outil sur lequel on applique une
force orientée dans la direction d'avancement de l'outil. La rotation, générée depuis la surface par
la table de rotation, est transmise jusqu'au fond du puits par l'intermédiaire du train de tiges. Les
copeaux générés lors de la destruction de la roche par l'outil sont évacués à la surface par la
circulation d'un fluide de forage (boue) pour laisser un vide derrière l‘outil. L‘accumulation de
plusieurs vides forme un trou de forme cylindrique. Dans la réalité, le mouvement de rotation du
train de tiges n'est pas parfaitement régulier et uniforme. En effet, le train de tiges est une
structure très élancée, flexible, évoluant dans un environnement complexe et subissant des
sollicitations irrégulières. De ce fait, les vibrations mécaniques sont inévitables lors des
opérations de forage.
VII.2.2. Principe
En effet, un outil appelé trépan (ou bit) est mis en rotation depuis la surface du sol par
l‘intermédiaire d‘un train de tiges. Cet outil de forage est constitué de trois molettes disposées à
120 degrés les unes des autres et libres de tourner autour de leur axe.
Source Centre de Géosciences. Ecole des mines de Paris. ParisTech Janvier 2008
Photo 3: Têtes de forage
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 97 ~
L'avancement de l'outil s'effectue par abrasion du terrain, sans choc, uniquement par
rotation et poussée. Celle-ci est fournie par la puissance de la machine mais surtout par le poids
des tiges au-dessus de l‘outil. Il existe sur les ateliers de forages conséquents des tiges
spécialement lourdes dites « masse-tiges ».
(Source Wikipedia)
Photo 4: Une tête de forage placée au bout des tiges pour broyer la roche
L'outil détache dans le fond du trou des copeaux de terrain appelés « cutting ». La circulation
d'un liquide, la boue de forage, permet de les remonter à la surface. La boue de forage est
injectée à l'intérieur des tiges, ressort au niveau de l'outil et remonte à la surface par l'espace
annulaire entre le train de tiges et les parois du trou foré. Lors de sa remonté, la boue de forage
tapisse les parois du trou « cake » pour les stabiliser. La boue de forage peut être est faite à partir
d‘une argile appelée « bentonite ». Le déroulement de ces opérations est illustré comme suit :
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 98 ~
Figure 34: Principe Rotary
VII.2.3. Boue de forage
D‘après le principe que nous avons vu tout à l‘heure, la boue de forage joue donc un
rôle essentiel dans la mise en œuvre du forage : remontée des cutting, stabilisation des parois,
lubrification de l‘outil. Les caractéristiques intrinsèques de cette boue sont contrôlées
régulièrement et modifiées en cours de forage soit par exemple pour l‘allégement de la boue ou
son épaississement.
Ainsi :
- La densité de la boue, influe sur la remontée des cutting et la stabilisation des parois.
Une boue lourde a une meilleure portance et les cutting flotteront mieux.
- La température de la boue permet de refroidir l‘outil de forage
- La viscosité influe sur la lubrification de l‘outil
Les paramètres hydrodynamiques de ce fluide jouent eux aussi un rôle fondamental :
Le débit de la pompe influe sur la vitesse de circulation de la boue (vitesse
ascensionnelle) et directement sur la remontée des cutting. En effet pour que ces cutting
remontent dans l‘espace annulaire il s‘agit de conserver une vitesse minime adaptée à la densité
du fluide. A débit constant la vitesse du fluide diminue si l'espace annulaire augmente.
La pression de la boue permet de faire face aux pertes de charges dans le train de tige
car le circuit est équilibré et donc aucune pression n'est nécessaire théoriquement pour assurer la
remontée de la boue. Une forte pression est néanmoins très utile en cas de bouchon dans l'espace
annulaire. La bentonite est une argile en poudre qu'il faut doser entre 15 et 30 kg par m3 d'eau.
Son risque majeur de colmatage de l‘aquifère en fait aussi son avantage dans des terrains très
perméables (aquifères, graviers, sables, silts) où les pertes de boue peuvent être importantes ainsi
que les risques d‘effondrement.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 99 ~
VII.2.4. Paramètres de forage
Ce sont les principaux facteurs qui déterminent l‘efficacité du forage et sont divisés en deux
catégories :
VII.2.4.1. Paramètres mécaniques
Le « poids sur l’outil » qui agit dans la direction verticale, permettant d‘enfoncer l‘outil
et dont l‘intensité dépend de la dureté de la roche. Plus la roche est dure, plus le poids sur l‘outil
doit être grand.
Le « moment de désagrégation » qui agit sur le plan horizontal. Il permet de briser la
partie de la roche correspondant au diamètre de l‘outil et à la profondeur de pénétration sous
l‘action de l‘outil.
VII.2.4.2. Paramètre hydraulique
La vitesse de forage dépend de l‘efficacité de l‘évacuation hydraulique des cutting une
fois que la désagrégation mécanique soit réalisée. Cependant, cela nécessite une circulation
adéquate de boue. Le « débit de boue » présente alors une grande influence sur la réussite des
opérations de forage.
VII.3. CASING [4] [9]
VII.3.1. Définition
Le tubage désigne une opération qui consiste à mettre en place une colonne métallique
adéquatement dimensionnée sur une section d‘un puits de forage. Cette colonne est constituée
de tubes métalliques assemblées bout à bout par vissage, et doit être suffisamment robuste et
dense pour servir de coffrage pour le ciment.
La conception d'une opération de tubage commence d‘abord par l‘établissement d‘un programme
de construction du puits. Il s‘agit de déterminer les dimensions géométriques du puits
spécialement la profondeur d‘arrêt des sections du puits, les différents diamètres de forage et de
tubage. Tout cela sera employé afin de trouver des hydrocarbures en quantité commerciale.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 100 ~
VII.3.2. Objectifs du tubage
D‘une manière générale, le tubage a pour but de consolider les parois d‘une section
déterminée afin que le forage de la section suivante puisse se dérouler dans les meilleures
conditions de sécurité. Car en effet, les diverses formations de l‘écorce terrestre se trouvent en
équilibre sous les charges lithostatiques des couches supérieures. Le forage pourra ainsi rompre
cet équilibre naturel et l‘ouvrage se trouve exposer à des complications telles que l‘éboulement
de paroi, glissements de talus, les venues et perte de circulation. Le bon déroulement d‘un forage
repose sur la qualité de la boue de forage, un tubage bien approprié et une cimentation bien prise.
Néanmoins, le tubage tient un objectif bien précis pour chaque section :
Section guide : prévention contre la circulation de la boue de forage en dehors du trou
sous risque d‘éviter l‘effondrement des formations environnants et les fondations de l‘appareil de
forage ;
Section de surface : support sûr pour les tubages ultérieurs, prévention contre la
contamination des sources d‘eau superficielle par l‘action polluante de la boue de forage ;
Section technique : protection des parois du trou, isolation des zones à fluides sous
pression, boucher les voies de perte de circulation ;
Section de production : prévention contre la contamination des fluides par les fluides
des couches stériles de la même section, ou celle entre les fluides de phases différentes de la
couche productive et protection du front de production.
Le schéma ci-dessous représente la disposition de ces sections lors du creusement du trou :
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 101 ~
Figure 35: Diverses sections d‘un puits de forage
VII.3.3. Opérations de tubage
Le déroulement d‘une opération de tubage comporte trois phases :
VII.3.3.1. Opérations préparatoires
Elles s‘effectuent avant le tubage proprement dit, il consiste à faire des travaux de contrôle du
diamètre de tubage et contrôle de propreté du trou.
Contrôle du diamètre qui vise à déterminer les irrégularités du diamètre du trou à
découvert en vue d‘obtenir des données nécessaires au calcul de la quantité de laitier de ciment.
Cette opération se fait à l‘aide de la méthode de diagraphie appelée « Caliper Logging ». La
sonde Caliper mesure le diamètre réel du trou et le compare au diamètre nominal de forage. Le
Caliper log donnera alors une représentation du diamètre mesuré d‘un forage le long de sa
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 102 ~
profondeur. Les variations ainsi obtenues permettent de calculer l‘augmentation de volume réel
du trou par rapport au volume théorique donné par le diamètre nominal. Les données recueillies
seront aussi utiles pour planifier les prochaines opérations de cimentation.
Contrôle de propreté qui vise à vérifier la propreté du trou vis-à-vis des particules
existantes pouvant nuire à la cimentation ultérieure. Avant la pose du tubage, comme la boue de
forage est intensément circulée dans le trou, la teneur de la boue refoulée en surface est
constamment contrôlée jusqu‘à ce que la teneur en cutting soit négligeable. C‘est ensuite que
l‘on peut dire que le trou est propre.
VII.3.3.2. Descente du tubage :
Maintenant, on peut faire descendre les pièces du train de tubage joint par joint en suivant à la
lettre les indications du cahier de tubes (Pipe Tally). Il se peut qu‘à un certain moment, la
descente soit accompagnée de rotation du train de tubage pour que les scarificateurs opèrent. La
boue de forage est également de temps en temps circulée permettant d‘évacuer les particules
solides, de nettoyer les parois du trou, de lubrifier le trou des frottements associés à cette
opération.
VII.3.3.3. Fixation du tubage :
Une fois le tubage mise en place, on procède finalement à sa fixation intérieure par
l‘intermédiaire d‘une cloche à double bride. Cette opération peut nécessiter la coupe de
l‘excédent de tubage par rapport à son raccord de fixation. Il est indispensable par la suite de
refaire circuler de la boue en vue d‘évacuer les dernières particules solides de roches restées dans
le puits.
VII.4. CIMENTATION [4] [9]
VII.4.1. Définition
Le tubage-cimentation est l‘opération de finition qui termine presque toujours
l‘exécution d‘une section donnée d‘un puits. En effet, toutes les sections d‘un puits doivent être
tubées et cimentées une fois le trou foré et les investigations effectuées. Le tubage et la
cimentation sont complémentaires.
La cimentation d‘un tubage dans un forage est une opération capitale pour la
préservation de longévité de l‘installation. Qu‘il s‘agisse d‘isoler différentes formations ou
simplement de protéger la tête de forage contre les éventuelles pollutions par la surface, il faut
procéder à une cimentation de l‘espace annulaire. Quant au tubage, à part son rôle de
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 103 ~
consolidation des parois, il assure aussi la fonction de coffrage pour le ciment. Ainsi, seul le
ciment est capable de solidariser le tubage avec les parois du trou de forage.
VII.4.2. Objectifs de la cimentation
La cimentation a pour but d‘éviter les effondrements des parois.
Elle vise à isoler les roches de caractéristiques différentes entre elles et les différentes
zones d‘une couche productives.
Elle est réalisée par injection sous pression par le bas, durant l‘exécution du forage.
Un contrôle de qualité de la cimentation doit être effectué pour la vérification du volume
du ciment injecté.
La cimentation permet de protéger la colonne de tubage contre la corrosion côté terrain.
Les tubages guides sont toujours cimentés jusqu‘au jour.
Le temps de prise nécessaire et souhaitable d‘une cimentation est de 48 heures.
VII.4.3. Fluides de cimentation
Il y a normalement trois types de fluides de cimentation :
VII.4.3.1. Fluide amont
C‘est le fluide qui va avant le laitier de ciment. Il peut s‘agir, selon les conditions du trou, de
boue de forage utilisé lors du contrôle de propriété du trou ; un fluide de prélavage ; ou d‘un
fluide séparateur.
VII.4.3.2. Lait de ciment
C‘est le principal fluide de cimentation destiné à assurer l‘adherence du tubage aux parois du
trou après sa prise et fournit une pierre dure. Le laitier de ciment est un mélange bien
proportionné d‘eau et de ciment. Cette opération consiste à remplir avec ce mélange l'espace
annulaire. Son volume doit être rigoureusement calculé et avec des proportions bien définies de
ciment et d‘eau afin qu‘il puisse parfaitement remplir l‘espace qui lui est réservé. Les paramètres
généralement admis sont la densité requise, la dureté de la pierre finale et le temps de prise.
Parfois, pour en améliorer la qualité, il peut s‘avérer nécessaire d‘ajouter des produits additifs
tels que des accélérateurs de prise, des retardeurs et des durcisseurs de prise.
VII.4.3.3. Fluide aval ou fluide de refoulement
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 104 ~
C‘est le fluide coulé en dernier, qui a pour rôle de pousser le laitier jusqu‘à la côte de
cimentation préétablie. Il occupera l‘intérieur de la partie du tubage située au-dessus du collier de
retenu. Ce fluide peut être constitué soit de la boue de forage utilisée pour la section suivante,
soit d‘un fluide de perforation, soit d‘un fluide de remplacement comme dans le cas de la
cimentation d‘une section de production. La figure ci-dessous nous montre les détails du niveau
de remplissage de ciment pour pouvoir réaliser une bonne cimentation.
Source documentaire BRGM : Bureau de recherches géologiques et minières
Figure 36: Détails de cimentation
Le principe de la cimentation se fait comme suit :
Source documentaire BRGM
Figure 37: Cimentation par tiges
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 105 ~
VII.5. OFFSHORE DRILLING [4] [9]
Autrefois, on croyait que les gisements de pétrole ne se trouvaient qu‘à terre.
Néanmoins avec l‘avancée des technologies, les recherches récentes ont prouvé que ces
gisements sont indépendants de la nature et de la couverture superficielle actuelle de la terre,
mais seulement des éléments géologiques qui leur ont donné naissance.
Aujourd‘hui, on estime qu‘environ 30% des réserves totales de pétrole et de gaz sont localisées
en dehors des continents, encore faut-il tenir compte des facteurs liés au retard de prise de
conscience et à la difficulté des travaux de recherche. Les principaux gisements marins
découverts jusqu‘à présent se situent au Moyen Orient, Golf du Mexique, Mer du Nord, Golf de
Guinée, Asie du Sud-Est. C‘est au Moyen Orient que l‘on peut rencontrer une large quantité de
pétrole en milieu marin.
VII.5.1. Histoire brève du forage marin
Le premier puits marin a été foré en 1897 sur la plage de Summerland en Californie.
Pour pouvoir forer ce puits, on a construit à l‘époque un long pilier de 250ft et une plate-forme
terrestre a été nécessaire.
De l‘année 1900 à 1950, la plupart des puits marins utilisait ce même principe,
construire une structure en eau peu profonde et y placer une plate-forme terrestre amovible. La
technique du pilier était encore employée dans les eaux relativement peu profondes dans la mer
Caspienne et le Golfe Persique, et les puits forés avec plateformes emploient une adaptation de
cette méthode.
A partir de 1930, le forage peu profond sur les côtes du Golf en Louisiane a montré
l'arrivée de plate-forme submersible sous forme de chaland. Un appareillage de forage flottant a
été construit sur ce chaland. Limitée à une utilisation en mer peu profonde, la technique est
toujours très utilisée le long de la côte de Texas-Louisiane.
Dans les années 1950 furent développées les Jackup rigs. Ils sont munis de gîtes
d‘étapes et l‘appareille de forage y flotte dessus, les pieds de support sont hydrauliquement
ajustés à la surface de l‘eau. Le soulèvement du chaland hors de l‘eau continue jusqu‘à atteinte
d‘une hauteur suffisante entre le fond du chaland et le niveau de la mer. C‘est ensuite après que
peuvent commencer les opérations de forage.
Le premier bateau de forage ou drillship a vu le jour en 1956, un bâtiment naval
converti et ancré. En 1962, le premier semisubmersible ancré fit sa première apparition. Ces
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 106 ~
développements ont apporté une ère nouvelle pour la technique du forage car cette fois-ci les
têtes de puits et les BOPs n‘étaient pas en surface mais restées dans le fond marin.
Toutes les techniques mentionnées ci-dessus ont subi davantage de développement depuis le
début des années soixantes. Toutes ces techniques sont encore employées, seules les formes
varient légèrement - les plateformes courantes, à la fois en acier et concrètes, sont des
prolongements de la technologie utilisée sur les premiers puits marins; les submersibles sont
encore employées dans les eaux peu profondes, et les jackups, largement répandus dans les eaux
jusqu' à 400ft. Les drillships et les semisubmersibles placés dynamiquement ont ajouté des
éjecteurs à la place des ancres, et sont étendu sur des profondeurs d'eau de 10,000ft.
VII.5.2. Diverses plate-formes et leur application
Les particularités du forage offshore ne proviennent que de la technologie fondamentale
de forage utilisée, mais aussi de la liaison entre le fond de l‘eau et de l‘appareil, de la maitrise du
montage de la plate-forme sur l‘eau. En effet, le forage doit débuter à partir de la surface du fond
marin. On distingue :
Les Jackup font partie des plates-formes de forage les plus largement employés, utilisés
pour une profondeur marine situé entre 50 à 400ft. Ils peuvent être utilisés pour des forages de
développement, pour des forages en eau peu profonde. Ils ne sont conçus pour des conditions de
fond non consolidé, les courants de fond trop violents.
Les plate-formes rigs sont uniquement employées actuellement dans des travaux de
développement, mais dans le passé, ont été employées pour des travaux d‘exploration. La
plupart des plateformes sont construites avec de l'acier, et quelques-uns ont été fait de béton
précontraint; les plateformes sont construit à terre, sont flottées à son emplacement et sont
submergées et empilées dans le fond marin. Une fois que la base structurale soit mise en place,
tous les équipements de surface seront ajoutés. Cette plateforme est employée là où un nombre
considérable de puits doit être situé sur une seule plateforme. Ceci s'applique généralement à des
réservoirs plus profonds, où les puits forés directionnellement peuvent être en contact avec une
plus grande proportion du réservoir. Évidemment, une plateforme doit être plus forte, plus
complexe et cher si elle doit soutenir le poids de toute une installation. Les plateformes ont été
utilisées dans toutes les profondeurs allant jusqu' à 1000ft, et peuvent aller aussi profond que
3000ft ou plus avec le développement de la technologie.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 107 ~
Les bateaux de forage ancrés (drillship) sont normalement utilisés pour le forage de
puits d‘exploration et limités pour une profondeur d‘eau de 2000ft ou moins. Le système ancrant
se compose de 8 à 12 ancres en modèle radial autour du navire, relié à bord par une chaîne en
fil de fer à l'aide de treuils, ou une combinaison de cordes de chaîne-fil. L'ajustement de la
tension sur les diverses lignes d'ancres assure la stabilité du navire.
Certains drillship ont tous les ancres reliées à une tourelle sous le bateau qui permet au navire de
tourner jusqu‘à la surface sous l'influence régnante de l'environnement, vent, vagues ou courant.
Les drillship ont l'avantage de se déplacer relativement économique entre les endroits, ont une
grande capacité de stockage, et des capacités de tenir en eau profonde. Notons que la pile de
BOP et la tête de puits sont situés sur le fond marin.
Les submersibles ancrés
Ce sont des semi submersibles ressemblant à des ponts flottants à pieds tubulaires qui
flottent verticalement et dont le site et les équipements sont placés au-dessus de la plate-forme.
Le système d‘ancrage et leur capacité d‘immersion sont similaires à ceux des drillship, et à cause
de leurs dimensions plus larges et les ponts flottants submergés, ce type de plate-forme est alors
moins sensible à l‘action des vagues. Les submersibles sont tout à fait aptes pour des
applications en eaux plus rugueuses.
Normalement, les semi submersibles doivent être remorqués jusqu‘à leur emplacement, bien que
quelques-uns soient mobiles. Comme les drillships, ils sont généralement employés pour les
travaux d‘exploration. Certains ont été employés comme plateformes de production pour de plus
petits réservoirs où les études économiques ne permettent pas la construction de plate-forme. De
plus, le BOP et la tête de puits sont placés sur le fond marin.
Les bateaux de forage et les submersibles dynamiquement positionnés
Ceux-ci sont semblables à leurs voisins ancrés mais emploient une série d'éjecteurs pour
maintenir la position plutôt que des ancres. À bord des sondes reçoivent les signaux venant des
écartomètres acoustiques à partir du fond de la mer et sont ramenés jusqu'à un ordinateur qui
active les éjecteurs pour maintenir la position dans des limites préréglées. Ces navires ont une
grande capacité de pouvoir atteindre une profondeur d'eau de 6700ft actuellement, et pourront
forer jusqu' à 10000ft. Ces navires sont utilisés quand les profondeurs de l'eau sont trop grandes
pour d'autres systèmes, ou quand il y a un besoin potentiel de décrochement rapide afin d'éviter
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 108 ~
des icebergs. Quand les vagues ne sont pas sévèrement agitées, les drillships sont généralement
plus employés que les semi submersibles à cause de leur prix plus abordable.
Dans certains lieux, en particulier en mer peu profonde (vers le bas à 250ft) où des jackups ne
peuvent pas être employés en raison de l'action des vagues, et des modèles ancres plus courts ne
fournissent pas assez de résistance pour empêcher une certaine dérive de navire, une
combinaison d'ancrer et le positionnement dynamique peut être employé.
Photo 5 : Différentes plate-formes
VII.5.3. Classification des plate-formes de forage
On distingue trois principales structures pétrolières :
VII.5.3.1. Iles de forage
Ce sont des îles artificielles construites dans l‘eau en vue des installations d‘appareils de forage.
Elles sont généralement construites en terre et sont réalisées soit par drainage des fonds
environnants des puits de forage, soit par agglomération de râblais apportés du continent
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 109 ~
juxtaposé. Comme leur coût se trouve légèrement élevée, elles ne sont réalisées que dans les
eaux peu profondes et pour les forages de développement.
VII.5.3.2. Les plateformes fixes
Ce sont des constructions très élaborées destinées à suspendre des appareils au-dessus de l‘eau et
sont supportées par des pilonnes solidement ancrés dans le fond marin après avoir été construites
à terre, et acheminées sur les lieux d‘installation. Certaines plateformes sont munies
d‘infrastructures récréatives telles que la piscine, terrain de tennis, salle de jeu, … pour fournir le
minimum de divertissement aux travailleurs dans un milieu très contraignant à l‘isolement.
L‘avantage de ce genre de plateforme est son aptitude à résister à une action du courant marin et
des vagues avec son ancrage solide ; et l‘inconvénient de ne pas être déplaçable si besoin. La
plupart de ces plateformes fixes sont utilisées en mer peu profonde (<300 m). Ces plateformes
s'appuient sur le fond et peuvent donc être reliées de façon rigide aux têtes de puits et aux
pipelines.
1. Jacket-deck : structure en acier constituée de membrures tubulaires et fixées au sol par
des piles en acier.
2. Gravitary platform : tour en béton dont la stabilité est due uniquement à son propre poids
sur le fond océanique et sur laquelle s'érigent les superstructures.
3. Compliant tower : structure souple constituée d'un pont flottant ancré au plancher
océanique au moyen de longs tuyaux tendus en permanence.
4. Jack-up rig : plateformes autoélévatrices composées d'une coque et de jambes, conçues
pour les exploitations en eaux peu profondes. La structure peut être déplacée mais aussi élevée
ou abaissée. Ainsi ces plateformes peuvent se déployer en de multiples endroits tout en ayant un
appui sur le sol.
VII.5.3.3. Les plate-formes mobiles :
Celles-ci diffèrent de celles parlées précédemment que par le fait d‘être déplaçables facilement.
C‘est pourquoi, elles sont pratiques pour des forages de recherche qui nécessitent un transfert
fréquent. Cependant, il existe quatre variantes de ce genre :
Les plate-formes auto-élévatrices (PMAE) sont dotées de crémaillère actionnée
hydrauliquement, pneumatiquement ou électriquement pour pouvoir soulever la plateforme
jusqu‘à une hauteur maximale située au-dessus de l‘eau, une fois les pieds descendus à la surface
du fond marin. Elles sont remorquées, la plateforme flotte et soutient les pieds.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 110 ~
Les plate-formes submersibles (PMS) ont le même principe que pour ses variantes
mobiles, sauf que les pieds reposent sur l‘eau sans être ancrer.
Les plate-formes semi submersibles (PMSS) dont les pilonnes de suspension ne touchent pas
le fond étant flottés par un système adéquat. Ce sont des plateformes ballastées par remplissage
d‘eau lorsqu‘elles se trouvent en position, puis ancrées. Cela les rend moins vulnérables à la
houle.
Les plate-formes flottantes (bateaux de forage) reposent directement sur l‘eau et
peuvent être utilisées en eau profonde. Pour assurer sa stabilité, elles peuvent être montées sur
une structure de couplage. Les plateformes flottantes sont essentiellement utilisées pour
l'exploitation de champs pétroliers dans les grands fonds (supérieurs à 300 mètres environ).
Lorsque la plateforme est flottante, les installations de tête de puits lui sont reliées par des
conduites flexibles.
1. TLP (Tension Leg Platforms) : plateformes possédant un excès de flottabilité et
maintenues en place par des câbles tendus les reliant au fond.
2. SPAR : plateformes plus classiques qui n'intègrent que la production et sont reliées à des
pipelines pour l'exportation du gaz et/ou du pétrole produit. Les SPAR reposent sur un énorme
flotteur cylindrique.
3. FPSO (Floating Production Storage and Offloading) : plateformes en forme de coque,
qui produisent du pétrole, le stockent temporairement et chargent les navires pétroliers. Elles
sont ancrées au fond de la mer.
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 111 ~
Figure 38: Différents types de plateformes
VII.6. DIRECTIONNAL DRILLING [4] [9]
Pour les pétroles conventionnels, relativement fluides, l'extraction s'effectue
relativement simplement, de manière naturelle ou assistée. Mais aujourd‘hui, l'évolution de la
technologie permet désormais de repousser la plupart des limites techniques d'autrefois.
Actuellement, afin de préserver les zones sensibles à l‘exploration pétrolière mais surtout
l‘environnement, et de reconsidérer les zones difficiles d‘exploitation, les techniques ont
beaucoup évoluées. Il existe cependant un système de forage particulier appelé « forage
directionnel ».
VII.6.1. Définition
Un forage directionnel est un processus de forage dirigé le long d‘une certaine
trajectoire pour atteindre une cible prédéterminée dans une structure particulière. Les systèmes
de forage orientable et commandé sont composés de divers équipements de fond et actionnés de
sorte que pour certaines tolérances ils suivent une trajectoire bien déterminée et tels que les
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 112 ~
changements faits dans la composition donnera des changements prévisibles dans l‘inclination
ou la direction du forage.
Source Halliburton’s GeoPilot System
Figure 39: Forage directionnel
Le contrôle de la déviation est le procédé qui maintient le puits dans un certain angle
précis relatif à un angle d‘inclinaison et suivant une direction habituellement horizontale par
rapport à la verticale de départ. Cependant, le forage est réalisé en trois dimensions. Le trépan ne
pénètre pas seulement verticalement, mais est guidé involontairement suivant les plans X-Y. Le
plan des X est défini comme étant le plan de direction et celui de Y le plan d‘inclination. Les
angles associés à ces plans sont respectivement appelés des angles de « direction » et
« d‘inclinaison ».
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 113 ~
Figure 40: Plans d‘inclinaison et de direction d‘un puits suivant la profondeur
VII.6.2. Quelques exemples d’application
Ce genre de forage peut s‘appliquer pour les cas suivants :
- Forage de plusieurs puits d'une même plateforme offshore
- Puits de forage multiples sur une surface onshore limitée
- Puits de forage simples à ressources inaccessibles
- Forage pour relier plusieurs cibles utilisant une même trajectoire de puits
- Forage dans des zones faillées
- Forage pour le drainage accru dans le même puits
- Geo-Steering
- Forage latéral
- Corriger des erreurs de déviations dans la trajectoire du puits
- Plusieurs puits d'exploration à partir d‘un même puits principal
- Forage autour d'un dôme de sel
- Puits d'Intervention
En voici quelques illustrations typiques de l‘utilité du forage directionnel et montrant son
efficacité:
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 114 ~
Figure 41: Plateforme offshore à forage directionnel
Figure 42: Développement de champ pétrolifère situé sous une ville
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 115 ~
Figure 43: Développement d‘un réservoir difficile d‘accès
Figure 44 : Autres situations nécessitant un forage directionnel
A) Utilisation d‘un ancien puits pour exploiter de nouvelles possibilités de pièges
situés extérieurement
B) Cas d‘un poisson
DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage
~ 116 ~
VII.6.3. Raisons poussant à l’utilisation du forage directionnel
Le forage directionnel a été motivé par des études économiques. Le développement des
activités pétrolières en mer a favorisé la majorité des activités de cette technique de forage. Les
fortes pressions économiques et environnementales ont aussi augmenté son utilisation. Dans
certaines zones, il a été plus longtemps possible de développer un champ pétrolifère en
construisant des routes pour chaque site et en forant un puits vertical assez proche. Au lieu de
cela, à l‘exemple des installations offshore, les garnitures de forage doivent être construites selon
un certain nombre de puits pouvant être forés et suivant leur emplacement. Non seulement le
forage directionnel évolue, mais les programmes de trajectoire deviennent plus compliqués, et le
forage directionnel est appliqué dans les situations et les secteurs où il n'a pas été d'usage
courant.
Comme les coûts de développement de champs augmentent - dans les eaux plus profondes, les
sites éloignés, les environnements hostiles, et une production plus profonde répartit en zones -
l'utilisation du forage de directionnel augmentera également. Ce type de forage semble cependant
s‘adapter à toute circonstance.
Pour ce qui concerne la planification de la trajectoire du forage directionnel, il est nécessaire
d‘effectuer des calculs très rigoureux car il s‘agit de faire la géométrie du trajet de la sonde
jusqu‘à l‘objectif attendu. Il existe plusieurs méthodes de calculs que nous n‘étalerons pas dans
cet ouvrage.
TROISIEME PARTIE:
ETUDES DE CAS
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo
~ 117 ~
Chapitre VIII: CAS DE TSIMIRORO
En 2004, l‘OMNIS a conclu avec la compagnie Madagascar Oil S.A la signature des
Contrats de Partage de Production pour pouvoir permettre à ce dernier d‘acquérir des intérêts
dans cinq blocs pétroliers situés dans l‘Ouest du pays, couvrant une superficie d‘environ
29 500km2 de terre, dans les régions de Melaky et de Menabe. La société est encore au stade
d‘exploration et se fixe l‘objectif d‘identifier une ou plusieurs locations pour effectuer des
forages en profondeur en vue de trouver du gaz ou du pétrole léger. Entre 2004 et 2011,
Madagascar Oil a investi plus de 150millions de dollars américains en travaux de terrain et a
dépensé plus de 200millions de dollars, y compris en coûts non récupérables, pour poursuivre les
activités d‘exploration sur ses blocs.
Dans ce travail, nous nous concentrerons plus sur le projet d‘exploitation de l‘huile lourde de
Tsimiroro - Bloc 3104. Pour ce bloc, on envisage d‘aboutir à la toute première production
commerciale de pétrole à Madagascar, et avec le lancement du projet test d‘injection de vapeur
prévoyant une production moyenne de 1000 barils par jour en 2013 en vitesse de croisière et
avec une capacité de stockage de 180 000barils de pétrole.
VIII.1. PRESENTATION DE LA SOCIETE MADAGASCAR OIL [8] [16] [17]
[20]
VIII.1.1. Biographie
Madagascar Oil S.A. est une Société Anonyme de droit malagasy créée en 2004 et ayant
son siège à Antananarivo fondée par Samuel Malin avec deux hommes d‘affaires Australiens,
Alan Bond et Robert Nelson.
Elle est filiale de :
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo
~ 118 ~
Madagascar Oil Limited Bermudes (inscrite à la Bourse de Valeurs AIM de Londres
depuis Novembre 2010) ; et de
Madagascar Oil Limited Maurice.
Le Royaume Uni, l‘Asie, les Etats-Unis, le Norvège et la France, entre autres, sont représentés
dans l‘actionnariat. Touradji Capital Management, RAB Capital, Persistency Capital et Grafton
Resources sont les principaux actionnaires.
Le domaine d‘activité stratégique de Madagascar Oil est l‘exploration pétrolière, ainsi que le
développement et la production de pétrole; et ses opérations sont exclusivement concentrées à
Madagascar.
VIII.1.2. Contrats de Partage de Production
Les projets de Madagascar Oil sont régis par des Contrats de Partage de Production
signés en 2004 avec l‘OMNIS, une société d‘état. Ces contrats procurent des intérêts signifiants
au Gouvernement de Madagascar par rapport à la production future. La compagnie a acquis le
titre minier 11/04/TM du 06/07/04. La durée des travaux est de huit ans.
La compagnie a signé cinq contrats:
quatre blocs sont opérés par la compagnie à 100%: bloc 3104 - Tsimiroro; bloc 3105 -
Manambolo; bloc 3106 - Morondava; bloc 3107 - Manandaza ;
le dernier bloc, 3102 - Bemolanga, est opéré à 40% en partenariat avec Total
Exploration & Production Madagascar.
Source Madagascar Oil, Journée du Pétrole Amont du 28 Septembre 2012
Figure 45: Présentation des cinq blocs acquis par Madagascar Oil
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo
~ 119 ~
VIII.2. DESCRIPTION SUR LE GISEMENT [17] [19] [21]
Tsimiroro est un village dont les coordonnées de Laborde sont X=750 et Y = 250 sur la
carte de Madagascar. Il a attiré plusieurs groupes pétroliers étrangers au début des années 1900
parce que des infiltrations d'huile lourde y ont été produites. Et alors il est devenu le nom d'un
grand gisement d'huile lourde dans le bassin onshore de Morondava. L‘huile lourde de
Tsimiroro, comme le grès bitumineux de Bemolanga, a engendré un intérêt particulier dans la
recherche pétrolière malgache durant le 20ème
siècle. Le gisement de l‘huile lourde est situé à
350km au Nord-Ouest d‘Antananarivo dans le District Miandrivazo, Région Menabe, et District
Morafenobe, Région Melaky. Il est localisé dans la partie Nord-Est du bassin de Morondava.
Source Madagascar Oil, Journée technique du Pétrole Amont (05 Mai 2010)
Figure 46: Bloc 3104 - Tsimiroro
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo
~ 120 ~
Source Madagascar Oil, Journée technique du Pétrole Amont (05 Mai 2010)
Figure 47: Localisation du gisement de Tsimiroro
On y trouve des hydrocarbures dans les formations d‘Isalo et d‘Amboloando. Les
caractéristiques les plus importantes de ce gisement d‘huile lourde, selon l‘analyse du pétrole
brut en Mars 2010, sont:
Densité: 14,2 degrés API
Pourcentage de Soufre: 0,29% en poids
Viscosité à 40 degrés centigrades: 10.791 cSt.
De ce fait, il renfermerait les meilleures réserves de pétrole lourd de l‘ordre de 3 milliards de
barils avec une possibilité de pétrole léger et de gaz naturel. Madagascar Oil réalise des projets
pilotes par le système d‘injection cyclique de vapeur tout en continuant à effectuer des travaux
de forage en vue de confirmer l‘existence des réserves de base. On pense que Tsimiroro serait
capable d‘atteindre une production d‘au moins 100 000 barils par jour pendant près de 20 ans. La
première production a été réalisée en mars 2008, à une époque où 1000 barils ont été produits.
VIII.3. ANALYSE ET BILAN DE L’EVOLUTION DES TECHNIQUES
D’EXPLORATION DU BLOC [8] [17] [19]
VIII.3.1. Synthèse des activités avant l’acquisition du bloc par
MOSA
Les premières concessions pétrolières ont apparu vers 1902-1906. Le forage faisait
partie des premières investigations faites à Tsimiroro, dont le premier avait eu lieu en 1909.
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo
~ 121 ~
Différentes campagnes de forage, menées par plusieurs opérateurs, ont ajouté plus de 70 puits au
site mais sans réelles avancées commerciales. De 1909 à 1948, on a réalisé 20 puits carottés. On
a compté l‘existence de 5 puits profonds de 1936 à 1960. A partir de 1976, les recherches
géologiques ont été entreprises dans la région de Tsimiroro. Avec l‘arrivée de technologies plus
performantes, des campagnes sismiques étaient lancées, débutant par une méthode
conventionnelle et plus tard par une sismique haute résolution vers les années 2000.
IX.3.2. Activités entrepris à Tsimiroro à partir de 2004
Après l‘entrée en vigueur du Contrat de Partage de Production signé avec l‘OMNIS en
Décembre 2004, divers travaux se sont succédés afin de pouvoir rentabiliser le développement
de ce gisement d‘huile lourde.
Le tableau suivant met en évidence l‘évolution des activités d‘exploration à Tsimiroro :
Tableau 11: Evolution des travaux d'exploration à Tsimiroro
ANNEES REALISATIONS OBSERVATIONS
2005-2006
Analyse des données remises par l‘OMNIS
Construction de quelques centaines de km de
route
Construction de camp, de l‘aérodrome de
Tsimiroro
Conception et acquisition des équipements de
forage et de production en vue des essais
Analyse des ressources pétrolières par la
NSAI
Analyse de développement par Franhrne
2006-2007
Forage de 21 puits
21 puits forés avec de très bon
indice
Identification de 32 nouvelles
fermetures structurales (pièges
potentiels)
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo
~ 122 ~
2007
Construction du pont sur la rivière
Manambolomaty
Analyse structurelle du gisement par Weinman
Geoscience
Expédition des équipements à Madagascar et
livraison sur le chantier de Tsimiroro
Construction d‘infrastructure de production et
d‘injection de vapeur
Test de production à froid
Rendement moyen de 1 à 6
barils d‘huile lourde par jour
2008
Forage de 23 puits dans 15 structures parmi
les 32 structures trouvées en 2007
Lancement du projet pilote d‘injection de
vapeur cyclique (production à chaud)
14 puits sur les 23 forés ont
permis de découvrir du pétrole
100 barils d‘huile lourde par
jour
Accomplissement avec succès
du CSS
Confirmation du succès des
forages avec d‘importantes
ressources
2009
Evaluation des informations recueillies sur
terrain en 2007 et 2008
Evaluation financière pour un développement
intégral utilisant les experts de Décision
Strategies
Reconstitution d‘une base pour
les opérations sur terrain en
2010
2010
Campagne d‘études en tomographie de
Résistivité Electrique (441 km et
correspondant à 44 lignes)
Campagne de forage : 24 puits d‘exploration
supplémentaires
Achèvement des études du réservoir, de
l‘ingénierie du terrain
Campagne d‘exploration
réussie jusqu‘ici
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo
~ 123 ~
Début des acquisitions d‘équipements et de
matériaux pour le Steam Flood
2011
Campagne de forage
Proposition de scénario du Projet Pilote
« Steam flood »
Révision à la hausse de l‘estimation des
ressources contingentes en place par
Netherland Sewell & Associates
En attente d‘approbation du
Steam Flood
Estimation à 1,7 milliards de
barils d‘huile lourde :
meilleure estimation
2012
Construction des infrastructures de stockage
d‘une capacité totale de 180000 barils d‘huile
lourde
Lancement du projet d‘injection de vapeur
« Steam Flood Pilot Project »
Prévision de production
moyenne de 1000 barils/jour
Source Madagascar Oil, Journée du Pétrole Amont (28 Sept 2012)
Figure 48: Résumé des activités marquantes sur Tsimiroro
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo
~ 124 ~
Les figures ci-dessous montrent quelques illustrations de ces travaux énumérés dans le tableau
10 précédent :
Source Madagascar Oil, Journée technique du Pétrole Amont (05 Mai 2010)
Figure 49: Acquisition sismique
Source Madagascar Oil, Journée technique du Pétrole Amont (05 Mai 2010)
Figure 50: Lignes des études ERT
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo
~ 125 ~
Source Madagascar Oil, Journée technique du Pétrole Amont (05 Mai 2010)
Photo 6: Puits de forage d‘exploration
VIII.3.2. Prochain calendrier des activités de MOSA
Le détail des prochains travaux de développement envisagés par le groupe pour les
années à venir après le lancement du Projet Pilote d‘injection de vapeur :
- 2013 : production test du Projet Pilote – prévision de production moyenne de 1.000 barils de
pétrole par jour en cas de réussite;
- 2014 : évaluation des résultats et prise de décision;
- 2015 à 2019 : si la commercialité est vérifiée, la construction des infrastructures se fera dont
celles pour la production, pipelines et ports;
- 2019 : lancement de la production commerciale pour une vitesse de croisière potentielle de
150.000 barils de pétrole par jour.
La compagnie se prépare actuellement pour sa troisième phase d‘exploration. Elle se trouve dans
une phase de transition appelée « phase de développement ».
Le plan montrant les détails de la situation générale du gisement de Tsimiroro est :
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo
~ 126 ~
Source Madagascar Oil, Journée technique du Pétrole Amont (05 Mai 2010)
Figure 51: Projet Tsimiroro
VIII.4. ETUDES ANALYTIQUES DES TECHNIQUES DU PROJET PILOTE DE
TSIMIRORO [16] [17] [33]
Le problème que posent l‘exploitation et la production des huiles lourdes est la faible
mobilité de l‘huile dans la matrice poreuse constituée par la roche réservoir. Le projet pilote
consiste ainsi à trouver une méthode efficace appropriée visant à neutraliser la viscosité de
l‘huile lourde en place en faisant des essais de production. La méthode de récupération d‘huile
par injection de vapeur est une des méthodes thermiques de récupération.
Ces méthodes s‘appliquent spécialement aux huiles lourdes dont la forte viscosité interdit
d‘espérer une récupération importante. L‘injection de vapeur dans un réservoir permet de
modifier les propriétés de l‘huile dont il est question. En particulier, la viscosité du brut diminue
d‘une manière d‘autant plus significative, lorsque la température augmente, l‘huile est
initialement plus visqueuse.
Pour le projet Tsimiroro, on a procédé à trois techniques :
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo
~ 127 ~
VIII.4.1. Cycling Steam Stimulation (CSS)
Le Cycling Steam Stimulation s‘effectue en trois différentes étapes:
Injecter de la vapeur dans le réservoir
La vapeur injectée réduit la viscosité de l‘huile et le fait fondre
Pomper facilement l‘eau et l‘huile lourde chauffée
Source Madagascar Oil, Journée technique du Pétrole Amont (05 Mai 2010)
Figure 52: Puits de CSS
Cette technique a permis de récupérer jusqu‘à 20% de l‘huile lourde brut dans le
réservoir. Cette technique appelée aussi « Huff and puff » et « Push and pull » consiste à
effectuer des cycles successifs d‘injection de vapeur et de production d‘huile dans le même puits.
La réalisation de cette méthode a conduit à la déduction de quelques paramètres :
VIII.4.1.1. Pour le réservoir
- Les paramètres de base pour l‘injection de vapeur ont donné une réponse thermique efficace
- Détermination de la qualité et des caractéristiques du brut pour le marché
- Détermination des puits de production
- Aucune production de sable
- Facteur de récupération de 16% par la technique du CSS
VIII.4.1.2. Pour les opérations
- Détermination de la qualité de la source d‘eau locale appropriée pour la vapeur
- Capacité d‘utilisation du pétrole brut comme carburant
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo
~ 128 ~
- Détermination des paramètres de rendement du pompage
- Possibilité d‘utilisation du pétrole brut pour les œuvres de construction à Madagascar
Etant donné les résultats, on en conclut que cette opération s‘avère être un succès, et que
les caractéristiques classiques du gisement ont été démontrés, permettant de réaliser le
développement dans les meilleures conditions.
VIII.4.2. Steam Flooding (SF)
Ce procédé consiste à injecter en continu de la vapeur à travers un puits d‘injection situé
au centre, de sorte à liquéfier l‘huile lourde pour ensuite l‘extraire plus facilement par système de
pompage à partir de quatre autres puits adjacents. Le Projet Pilote inclura 9 puits d‘injection de
vapeur, 16 puits de production et 3 puits d‘observation.
Dans ce cas, le taux de récupération excède les 50% par rapport à celui de la méthode cyclique.
Avantages de cette méthode :
- Augmentation du taux de récupération de 4 fois celui du CSS, estimée au total à 60%
- Simplification des opérations : les équipements et les injecteurs de vapeurs fonctionnent sans
interruption
- La perte de chaleur engendrée par une zone peut servir à en alimenter une autre. Ceci
démontre une efficacité énergétique plus grande.
- Toutes les zones sont traitées immédiatement, rendant le projet plus économiquement
attrayant. Le CSS n‘est applicable qu‘au-delà de 30cm autour du puits.
-
Source Madagascar Oil, Journée technique du Pétrole Amont (05 Mai 2010)
Figure 53: Principe de Steam Flooding
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo
~ 129 ~
VIII.4.3. Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD)
Cette fois-ci, la technique utilisée pour extraire cette huile est composée de deux puits
horizontaux situés l‘un sur l‘autre: un puits d‘injection et un puits de production. Le puits
supérieur sert à injecter de la vapeur qui chauffera le réservoir afin de réduire la viscosité du
fluide. L‘huile s‘écoulera sous l‘effet de la gravité vers le puits producteur situé à l‘inférieur.
Comme ce qui est décrit sur le schéma suivant:
Source http://www.ifpenergiesnouvelles.fr
Figure 54: Puits de SAGD
VIII.5. MESURES DE PREVENTION DE L’ENVIRONNEMENT [8]
Madagascar Oil est fortement engagée sur le plan environnemental et social pour
apporter une contribution positive auprès des communautés locales avoisinantes et au bénéfice
du pays. Elle se conforme à toutes les réglementations environnementales et à des standards et
normes internationaux, et soutient une politique sérieuse de Santé, Sécurité et Environnement
(HSE). La compagnie est très soucieuse par rapport au respect de l‘environnement et entreprend
plusieurs actions pour sa préservation, telles que :
La lutte contre les érosions
La gestion de la qualité de l'eau
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo
~ 130 ~
La protection de la biodiversité
La gestion des eaux usées et des déchets
La lutte contre les déversements accidentels
La gestion et le contrôle des matières dangereuses
La formation environnementale
La sensibilisation des communautés
Rappelons brièvement que dans le CPP, les clauses environnements sont très strictes, telles que :
Protection de l‘environnement et prévention de la pollution
Nettoyage et restauration de l‘environnement en son état initial avant chaque rendu
EIE avant chaque opération pétrolière
Démobilisation
Minimisation des impacts négatifs sur les zones de réserves naturelles
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre IX : Cas de Manja
~ 131 ~
Chapitre IX: CAS DE MANJA
Conscient du développement de l‘exploration pétrolière en Afrique de l‘Est, il existe
encore cependant d‘importantes zones inexplorées à Madagascar, ce qui a attiré la société
Amicoh à y investir. En 2005, l‘OMNIS, représentant de l‘Etat malgache, a octroyé une licence à
Amicoh Resources pour l'exploration du bloc de forage 3108 à Manja se situant à l'ouest de la
zone côtière de Madagascar.
IX.1. PRESENTATION DE LA COMPAGNIE AMICOH [1] [2]
IX.1.1. Biographie
La compagnie est une filiale de Crown Energy AB. Elle se concentre sur les activités
pétrolières en vue développer le secteur amont sur le continent africain. En ce qui concerne le
secteur aval, elle couvre tous les aspects du marché en matière de produits raffinés. Son siège
social se base en Genève. Elle possède des bureaux à Madagascar, au Zimbabwe, au Kenya, au
Royaume-Uni, et dans dix pays d‘Afrique, du Moyen-Orient, d‘Europe et en Chine.
Aminex et Mocoh Ressources, deux sociétés spécialisées dans l‘industrie pétrolière, se sont
associées afin d‘effectuer des recherches dans le bassin de Morondava à Manja en 2005 et
former le groupe Amicoh. Mais il se trouve que depuis le 19 juin 2008, Mocoh possède 100 %
des capitaux propres d'Amicoh et continue à lui seul les activités de recherches.
IX.1.2. Type de contrat avec l’OMNIS
Un contrat de partage de production a été signé entre les deux parties afin de pouvoir
permettre à Amicoh de commencer ses recherches. Le titre minier correspondant à ce bloc est le
22/05/TM du 19 Octobre 2005. Un accord d‘extension a été signé le 17 Août 2012, un délai qui
permettra à la compagnie. Elle est encore dans la phase II de son exploration.
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre IX : Cas de Manja
~ 132 ~
Source Amicoh, Journée du Pétrole Amont (28 Sept 2012)
Figure 55: Présentation du bloc
IX.2. DESCRIPTION DU BLOC
Le Bloc 3108 est le bloc sur lequel opère Amicoh avec une superficie totale de 7 180
km2 suite à la desannexion de Novembre 2009 et par décret présidentiel daté du mois 2005.
L‘aire de prospection est située à l‘Ouest à 40-50 km des régions côtières.
Source Amicoh, Journée du Pétrole Amont (28 Sept 2012)
Figure 56: Situation du bloc de Manja
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre IX : Cas de Manja
~ 133 ~
IX.3. ANALYSE ET BILAN DE L’EVOLUTION DES TECHNIQUES
D’EXPLORATION POUR CE BLOC
IX.3.1. Synthèse des activités avant l’acquisition du bloc
L‘exploration pétrolière dans la région de Morondava a débuté en 1950, les opérations
ont été assurées par l'entreprise française SPM, durant lequel 29 puits furent forés dans les
bassins de Morondava dont trois dans la région de Manja. Les travaux d‘exploration ont été
réalisés au moyen de technologies de pointe pour l‘époque, comme la sismique digitalisée à deux
dimensions, la gravimétrie et la magnétique terrestre. Cependant, des données gravimétriques et
magnétiques ont pu être recueillies, ainsi que 3800km d‘acquisitions sismiques. On a découvert
pour la première fois le gaz de Sikily-1 en 1954, situé dans un puits de la région de Manja. Vers
1980, AMOCO s'engagea à prospecter en onshore dans la partie centrale de ce bassin. AMOCO
a obtenu le bassin de Morondava et 5 puits ont été forés. Avec l‘aide de l‘OMNIS, les travaux de
forage ont été réalisés dans le bloc d‘Amoco et on y trouva le premier gisement commercial de
gaz de Morondava.
IX.3.2. Activités entreprises par Amicoh à partir de 2005
Des technologies plus modernes ont été utilisées pour obtenir une évaluation efficace de
la tectonique, il consiste en la prise d‘images satellites. De même, les levés aéroportés ont été
menés afin de faciliter les interprétations gravimétriques. L‘étude détaillée du bloc nécessite des
analyses géochimiques. Une campagne de nouvelle acquisition sismique 2D sur 500km a été
entreprise et d‘anciennes données sismiques 2D de 2100km ont été retraitée en Novembre 2007.
En 2008, on rechercha les chemins de migrations, et une étude thermographique de la zone
périphérique au puits Sikily-1 est reconsidérée.
Une étude de pré-faisabilité de production d‘énergie électrique à partir du gaz du puits Sikily-1.
La figure ci-dessous représente les cinq puits d‘exploration indiquant le forage où l‘on a
découvert, et les 4000km d‘acquisition sismique dont 2108km ont été traités par Amicoh (en
bleu foncé) :
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre IX : Cas de Manja
~ 134 ~
Source Amicoh, Journée du Pétrole Amont (28 Sept 2012)
Figure 57: Localisation des forages et des lignes sismiques
Amicoh a conduit une campagne sismique réussie, définissant ainsi quatre zones de forage
éventuelles dans les structures Isalo. En tout, ce bloc compte 4 141 km de données sismiques et 5
puits forés pas suffisamment profonds. L‘un de ces puits, le puits Sikily-1 a permis la découverte
de gaz naturel depuis bien longtemps.
S‘il on récapitule les travaux achevés par cette compagnie, nous aurons le tableau suivant :
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre IX : Cas de Manja
~ 135 ~
Tableau 12: Evolution des travaux d'exploration à Manja
TECHNIQUES UTILISEES RESULTATS ATTENDUS
Prospection sismique :
- Acquisitions et enregistrements de
données sismiques 2D (BP)
- Retraitement de données anciennes (du
temps de Amoco)
- Etudes d‘impacts environnementaux
- Définir la structure profonde
du sous-sol
- Identification des pièges
- Pouvoir trouver le lieu
d‘implantation des forages
- Réaliser des études d'impact
Prospection gravimétrique et magnétique :
- Acquisition de données
- Interprétation des données gravimétriques
à l'aide de l'Aeromag en place
- Définir la répartition des
diverses formations selon
leurs densités
Etude de marché sur la conversion de gaz en
électricité
- Exploiter le gaz de Sikily pour
en faire de l‘énergie pour
réduire les coûts de l‘énergie
- Améliorer et permettre
l‘approvisionnement sur le
terrain et des régions locales
La société Amicoh œuvre aussi dans des activités du secteur aval. Elle couvre tous les aspects du
marché en matière de produits raffinés. C‘est pourquoi, elle s‘intéresse tant à l‘exploitation du
gaz de Sikily situé dans la partie méridionale du bloc en énergie.
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre X : Interprétation des données satellitaires
~ 136 ~
Chapitre X: INTERPRETATION DES
DONNEES SATELLITAIRES
Dans ce dernier chapitre, on va reprendre des données gravimétriques et magnétiques et
les interpréter dans le but de localiser les zones susceptibles à l‘accumulation pétrolière. Pour les
données gravimétriques, deux modes d‘acquisitions de données ont été évoquées notamment les
levés au sol et données satellitaires. Tandis que pour les magnétiques, on se contente de prendre
les données satellitaires qui est la seule donnée publique disponible. Ce chapitre se termine par
quelques points de réflexion sur les deux cas de Tsimiroro et Manja.
X.1. DONNEES SATELLITAIRES
La miniaturisation des équipements électroniques et l‘arrivée des relevés par satellite
permettent maintenant d‘explorer ou de produire avec une bonne rentabilité dans des endroits
difficiles d‘accès et éloignés, des localisations qui, autrefois, gonflaient les coûts de façon
prohibitive. Les méthodes de photographie par satellite facilitent la pénétration des nuages et le
couvert végétal.
La gravimétrie satellitaire est cependant une technologie assez récente. La gravimétrie spatiale
utilise l'étude des orbites des satellites artificiels de la Terre pour déterminer les anomalies du
champ de gravitation terrestre, et quant à la magnétique spatiale, pour déterminer celles du
champ magnétique terrestre total ou l‘une de ces composantes.
Ainsi, les données aériennes que nous allons traiter sont des données satellitaires accessibles sur
la mappemonde virtuelle Google Earth, nous permettant de visualiser les images, enregistrées
par satellite, de la plupart des endroits de la Planète.
Les données issues de ce logiciel Google Earth sont représentées sous forme de cartes
d‘anomalies dont les variations sont mises sous forme de palette de couleurs. Ces différentes
couleurs représentent la variation des anomalies pour la zone considérée.
Les sources de données sont :
o S I O : Scripps Institution of Oceanography qui fait partie de l'un des plus anciens, des
plus grands et des plus importants centres de recherche scientifique maritime au monde.
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre X : Interprétation des données satellitaires
~ 137 ~
o NOAA : National Oceanic and Atmospheric Administration est l'agence américaine
responsable de l'étude de l'océan et de l'atmosphère, visant à informer le public du rôle et du
fonctionnement des océans et de l‘atmosphère.
o NGA : National Geospatial Intelligence Agency anciennement appelé « National
Imagery and Mapping Agency (NIMA) », est une agence du département de la Défense des États-
Unis qui a pour fonction de collecter, analyser et diffuser le renseignement géospatial en utilisant
l'imagerie satellite.
o GEBCO : General Bathymetric Chart of the Oceans, est une représentation bathymétrique
standardisée des fonds marins, consultable et utilisable par le grand public.
X.1.1. Anomalies gravimétriques
La carte ci-dessous offre une vue globale des anomalies gravimétriques. Rappelons que
l‘anomalie de Bouguer est l‘influence gravimétrique des différences entre la terre réelle et le
modèle de géoïde. La précision mentionnée est de 20 mGal. Les couleurs et les contours de
20mGal sur ce recouvrement représentent des variations de la traction de la pesanteur liée aux
variations de la masse à l'intérieur de la terre ou sous l'océan. Au-dessus de l'océan les variations
de la pesanteur sont mesurées par un altimètre de radar en orbite. Le radar mesure les variations
de la taille de la surface d'océan relativement à une forme ellipsoïde idéale.
Pour ce qui concerne l‘acquisition de la carte d‘anomalie satellitaire du bassin de Morondava
comportant les blocs de Tsimiroro et de Manja, le résultat est le suivant :
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre X : Interprétation des données satellitaires
~ 138 ~
Source : http : topex.ucsd.edu/www.htm/mar_grav.html
Source : http://earth-info.nga.mil/GandG/wgs84/gravitymod/egm2008/anomalies_dov.html.
Photo 7 : Carte gravimétrique satellitaire montrant les variations de l‘anomalie gravimétrique
dans les blocs de Tsimiroro et de Manja
X.1.2. Anomalies magnétiques
Le principe de l‘obtention de données d‘observations magnétiques satellitaires est semblable à
celles que précédemment. La précision mentionnée ici est de 50 nT.
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre X : Interprétation des données satellitaires
~ 139 ~
Document réalisé par Ludovic Delorme
Photo 8: Carte magnétique satellitaire montrant les anomalies magnétiques dans les blocs de
Tsimiroro et de Manja
X.1.3. Interprétations des cartes d’anomalies
Interprétation de la carte gravimétrique satellitaire :
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre X : Interprétation des données satellitaires
~ 140 ~
Figure 58: Carte gravimétrique de la zone d'étude
1. Cas du bloc de Tsimiroro
D‘après la carte, ce bloc se situe dans une zone où l‘on observe une valeur négative de
l‘anomalie gravimétrique, variant de -20 à -120mGal.
En partant des limites du bloc (en rouge sur la carte), on peut constater une décroissance de
densité des structures vers le centre et une légère remontée aux alentours des limites (à l‘Ouest
et à l‘Est du bloc). Ces variations peuvent s‘interpréter comme suit:
- L‘anomalie négative montre une structure légère qui peut assimiler la présence de pièges
pétroliers.
- La variation brusque de l‘anomalie à l‘Ouest et à l‘Est du bloc montre le passage de deux
failles : celle de Bemaraha et de celle de Bongolava. (cf Annexe 2 : Schéma structural du
bassin de Morondava)
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre X : Interprétation des données satellitaires
~ 141 ~
2. Cas du bloc de Manja
On remarque une croissance des valeurs des anomalies en partant de l‘Est vers l‘Ouest.
Cette zone présente aussi des anomalies négatives liées à l‘existence d‘hydrocarbures comme on
l‘a déjà annoncé dans le cas de la carte gravimétrique de Tsimiroro,
L‘accumulation des anomalies autour de 20 mGal dans la zone située à l‘extrême Ouest,
représente une forte concentration de structure fermée basique. C‘est une possibilité de pièges à
hydrocarbure pouvant s‘associer à un diapir et bien probablement le dôme de sel de Manja.
Interprétations de la carte d’anomalie magnétique
Figure 59: Carte d'anomalie magnétique
TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre X : Interprétation des données satellitaires
~ 142 ~
1. Cas du bloc de Tsimiroro
D‘après la carte d‘anomalie magnétique, la majorité du bloc est traversée par l‘anomalie
négative, anomalie qui correspond à la formation légère identifiée par la carte d‘anomalie
gravimétrique, une variation brusque de l‘anomalie magnétique de direction NO-SE dans la
partie nord du bloc montre le passage de la faille de Bongolava. (cf Annexe 2 : Schéma structural
du bassin de Morondava)
2. Cas du bloc de Manja
La totalité du bloc de Manja se trouve également dans une anomalie négative et
l‘anomalie reste inférieure à -100nT, c‘est la zone intéressante pour l‘accumulation pétrolière.
Une seule anomalie positive est remarquée au centre Ouest du bloc, cela se traduit par la
présence de structure plus lourde également visible dans la carte d‘anomalie gravimétrique ci-
dessus.
X.2. REFLEXIONS SUR LE CAS DE CES DEUX BLOCS TSIMIRORO ET
MANJA
A l‘issue de ce travail, on a pu tirer les observations et les recommandations finales
suivantes pour chaque cas:
X.2.1. Projet Tsimiroro
L‘arrivée de la technologie de forage horizontal permettrait l‘exploitation de l‘huile lourde de
Tsimiroro de façon rentable, et une augmentation considérable du taux de récupération. Comme
la société Madagascar Oil est actuellement en phase de développement du gisement de pétrole
non conventionnel de Tsimiroro, il s‘avère bénéfique et avantageux de se conformer à
l‘évolution des technologies d‘exploration pour améliorer les critères de rendement.
X.2.2. Projet Manja
Après constatation des activités réalisées jusqu‘ici par la compagnie Amicoh, il est souhaitable
d‘intensifier les recherches dans le bloc de Manja, et élaborer un programme bien précis de puits
conçu pour estimer les réserves. Avec toutes les acquisitions sismiques déjà traitées, on peut
cependant faire la modélisation du bassin de Morondava pour l‘identification du système
pétrolier.
~ 143 ~
CONCLUSION
Même si la crise politique paralyse la Grande île depuis 2009 et cet évènement a fait fuir
des compagnies comme Exxon, Total, Shell et deux compagnies indépendantes qui explorent le
sous-sol malgache dans l‘expectative. Madagascar figure, aussi bien comme le Mozambique ou
l‘Ouganda, sur la nouvelle carte pétrolière du monde. Les prix élevés du baril de l‘or noir ces
dernières années et l‘amélioration des techniques d‘exploration incitent à la découverte et
l‘exploitation de réserves dans des régions qui ne figuraient pas sur la carte pétrolière mondiale
conventionnelle.
Le sous-sol malgache dispose d‘une réserve importante en hydrocarbures. L‘huile
lourde de Tsimiroro, le gaz naturel de Manja, et le pétrole léger en sont des preuves. Mais le
pétrole peine à sortir du sous-sol et du fond marin car dans les années 90, les technologies
n‘étaient pas suffisamment avancées pour l‘exploration. Actuellement, on constate que la
technologie a évolué, les diverses techniques d‘exploration se sont améliorées. Le présent
ouvrage a permis de faire savoir l‘avancée des diverses techniques utilisées pour l‘exploration
pétrolière, particulièrement pour le cas de Tsimiroro et de Manja. L‘utilisation de la méthode de
photographie par satellite facilite aussi l‘acquisition et l‘accès aux données. Madagascar Oil est
aujourd‘hui sur le point de développer le premier projet pétrolier réussi à Madagascar. Quant à
l‘exploration du bloc de Manja, les travaux effectués permettront une visualisation plus précise
du bassin de Morondava et de l‘exploitation de gaz naturel. Madagascar, avec l‘aide de
l‘application de nouvelles techniques, fait ainsi son entrée au sein des pays producteurs de
pétrole.
Ainsi la demande mondiale de pétrole, et particulièrement des pays émergents, ne cesse-
t-elle de croître. Avec l‘aide de l‘évolution des technologies d‘exploration pétrolière, il serait
alors primordial d‘élargir de nouveaux horizons pétrolifères, et de reconsidérer les ressources
autrefois qualifiées insatisfaisantes après avoir étudié leur rentabilité économique. Les
améliorations apportées aux diverses techniques d‘exploration pétrolière permettront d‘amortir
les risques sur les investissements et de rendre les futurs projets bénéfiques et rentables pour
tous. Pour terminer nous souhaitons qu‘une simulation économique adaptée pour chaque
technique soit développée.
~ a ~
ANNEXES
ANNEXE 1: Utilisations et finalités du pétrole
Si le pétrole brut n'est quasiment pas utilisable en l'état, il se prête en revanche à de
multiples possibilités de transformation. Ce qui en fait une source d'énergie extrêmement
polyvalente et difficile à remplacer, du moins aujourd'hui, dans de nombreux usages. Les
diverses utilisations diffèrent d‘un pays à un autre, car à travers le monde, on ne consomme pas
les mêmes produits pétroliers. Les principaux utilisateurs des ressources pétrolières sont
l‘énergie et le transport.
Figure 60: Utilisations du pétrole
~ b ~
1. Différentes étapes de transformations du pétrole brut
Le pétrole est à l‘origine d‘un nombre incalculable de produits dérivés, des matières
plastiques aux peintures en passant par les cosmétiques. Cependant, cette ressource n‘est jamais
utilisée à l‘état brut. Elle doit subir un ensemble d‘opérations réunies sous le terme de "raffinage
du pétrole". Le raffinage du pétrole désigne l'ensemble des traitements et transformations visant
à tirer du pétrole le maximum de produits à haute valeur commerciale. Selon l'objectif visé, en
général, ces procédés sont réunis dans une raffinerie. La raffinerie est l'endroit où l'on traite le
pétrole pour extraire les fractions commercialisables.
Figure 61: Schéma des procédés de raffinage
2. Début de l'utilisation du pétrole
Au début, l‘homme utilisait le pétrole provenant essentiellement de gisements de
surface. Déjà dans l'Antiquité il était utilisé comme source d'énergie, sous forme de bitume pour
~ c ~
les travaux d'étanchéité, notamment pour les moyens de navigation, et même parfois, comme
médicament. Au Moyen-Âge, les Byzantins puis les Vénitiens ont fabriqué des bombes
artisanales de terre cuite remplies de pétrole et de salpêtre qui étaient des armes redoutables.
Cependant, à cette époque, l'usage du pétrole reste relativement localisé. Seuls les gisements de
surface sont exploités et les applications du pétrole restaient marginales.
3. Utilités dans les industries
La Révolution Industrielle a permis de développer de nouveaux produits et de nouvelles
technologies. Vers la fin de la Révolution Industrielle, l'usage du pétrole est encore assez
marginal, mais cette ressource présente un intérêt grandissant.
En 1852, le pétrole lampant, un combustible peu onéreux et de bonne qualité pour l'éclairage, fut
inventé par Abraham Gessner. Trois ans plus tard, fut publiés la liste de la gamme de produits
pouvant être obtenus par distillation du pétrole par Benjamin Silliman.
Autrefois utilisée sous forme brute pour l'éclairage, la hausse progressive de la demande et
l'apparition du moteur à explosion entraîne le développement de nouvelles formes de pétrole de
qualité encore plus meilleure. Dès lors, commença la ruée vers la recherche de cet or noir.
L'usage du pétrole reste malgré tout assez modeste avant le début du XXème siècle. Ensuite, la
consommation mondiale de pétrole explose littéralement, soutenue par les progrès de la chimie,
en particulier celui de la pétrochimie, et de développement du marché automobile avec les
moteurs à combustion. Jusque dans les années 1930-1940, la production de pétrole est
essentiellement américaine ; ce n'est qu'à cette époque que l'on découvre la présence d'importants
gisements au Moyen-Orient.
En gros, plus un pays est développé, plus il a dédié le pétrole au transport. Le pétrole est à la
base de la société de consommation. Nous commençons à en avoir conscience lorsque son prix
augmente, car son impact se fait sentir dans nos déplacements, notre nourriture, notre confort,
notre tranquillité...
4. Usages énergétiques
Les dérivés pétroliers à vocation énergétique sont utilisés comme carburant :
le fioul lourd, utilisé pour la propulsion de navires, et certaines centrales de production
d'électricité ;
~ d ~
le fioul domestique, utilisé par les tracteurs agricoles et la propulsion de navires, des
groupes électrogènes ;
l'essence, utilisée dans l'automobile et la petite navigation, et dans certains petits groupes
électrogènes;
le gazole, utilisé dans l'automobile et le transport routier ;
le kérosène, utilisé dans l'aviation pour les moteurs à réaction ;
les gaz de pétrole liquéfiés (butane, propane), utilisés dans l'automobile.
Certains d'entre eux sont aussi utilisés comme combustibles dans des chaudières, des fours, ou
pour la cuisson :
le fioul domestique, pour le chauffage et la production d'eau chaude ;
les gaz de pétrole liquéfiés (butane, propane), pour le chauffage, la production d'eau
chaude et la cuisson ;
et occasionnellement l'essence, dans certains réchauds.
Figure 62: Schéma bilan des usages publics et industriels du pétrole
5. Autres utilisations du pétrole
- Pour l‘habitat :
Il a permis de remplacer plus ou moins avantageusement d'anciennes solutions, comme dans le
cas du chauffage domestique remplaçant ainsi le charbon et nécessitant de régulières
manipulations.
~ e ~
- Dans les matières plastiques :
Grâce à l‘évolution de la chimie et particulièrement celle de la pétrochimie, le pétrole a pu
donner divers produits plastiques tels que : sacs, sachets, récipients souples, jouets, tuyaux, fibres
et fils synthétiques, …
- En Agriculture :
La révolution verte a fait en sorte que l‘agriculture moderne ne peut se passer du pétrole et du
gaz. Non seulement les camions, les tracteurs et les moissonneuses consomment des carburants à
base de pétrole, mais même les engrais qui nourrissent les cultures et les pesticides qui les
protègent sont issus de la pétrochimie.
- Dans les produits cosmétiques ;
- Les peintures et solvants, détergents ;
- Les produits pharmaceutiques ;
- Les explosifs, les insecticides, et bien d‘autres encore…
~ f ~
ANNEXE 2 : Schéma structural du bassin de Morondava
Source : SPM
Figure 63: Schéma structural du bassin de Morondava
~ g ~
ANNEXE 3 : Tableau de conversion des unités de mesure anglosaxonne
GRANDEUR
UNITES DE MESURE
EQUIVALENT
METRIQUE DENOMINATION ABREVIATION TRADUCTION
FRANCAISE
LONGUEUR
Inch
Foot
Yard
Statute mile
Nautical mile
In (‗‘)
Ft (‗)
Yd
Mile
mile
Pouce
Pied
Yard
Mile terrestre
Mile marin
0,0254 m
0,3040 m
0,914 m
1,609 km
1,853 km
SURFACE
Square inch
Square foot
Acre
Square mile
Sq.in
Sq.ft
Acre
Sq.mile
Pouce carré
Pied carré
Acre
Mile carrée
6,452 cm2
929 cm2
4 047 m2
2,589 m2
VOLUME
Cubic inch
Cubic foot
Barrel
US gallon
Imper. Gallon
Cu.in
Cu.ft
Bbl
US gal
Imp gal
Pouce cube
Pied cube
Baril
Gallon américain
Gallon anglais
16,39 cm3
0,028 m3
158,98 dm3
3,785 dm3
4,54 dm3
POIDS
Pound
Short ton
Long ton
Lb
Sh.ton
Lg.ton
Livre
Tonne
américaine
0,454 kg
0,907 T
1,106 T
~ h ~
Tonne anglaise
DENSITE
Pound per gal
Pound per cu. Ft
ppg
pcf
Livre/ gallon
Livre/ pouce
cube
0,1198 kg/l
0,0160 kg/l
PRESSION Pound per sq.in psi Livre/ pouce
carré
0,0703 kg/cm2
PUISSANCE Horse power hp 0,013 CV
TEMPERATURE
° Fahrenheit
° Centigrade
°F
°C
° Fahrenheit
° Celsius
(9/5) (° + 32)
(5/9) (°F -32)
TRAVAIL Pound.foot Lb.ft Livre.pied 0,1382 kg.m
En unités américaines :
- La signification du point placé entre chiffre est la virgule métrique
- Les fractions décimales d‘une longueur sont souvent données sous forme des parties de 2,
4, 8, 16, 32, 64, etc.
Ainsi : 3 ¼ in signifie 3,75 de pouce, tandis que 12 7/8 ft signifie 12,875 pied. Pour les
autres grandeurs, on préfère les décimales courantes.
~ i ~
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
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Madagascar. Hotel Carlton Anosy.
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[35] http://www.madagate.com/chronique/322-madagascar-le-petrole-de-tous-les-dangers-
.html (consulté le 30/07/2012)
[36] http://www.mocoh.com/ (consulté le 30/07/2012)
[37] http://www.wikipédia.com/madagascaroil (consulté le 30/07/2012)
~ l ~
TABLE DES MATIERES
REMERCIEMENTS ------------------------------------------------------------------------------- I
SOMMAIRE -------------------------------------------------------------------------------------------- ii
LISTE DES ABREVIATIONS --------------------------------------------------------------------------- iii
LISTE DES FIGURES ------------------------------------------------------------------------------------- vi
LISTE DES PHOTOS -------------------------------------------------------------------------------------- ix
LISTE DES TABLEAUX ---------------------------------------------------------------------------------- x
INTRODUCTION ------------------------------------------------------------------------------------------- 1
PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE
Chapitre I: HISTORIQUE DU PETROLE ------------------------------------------------------------- 4
I.1. LA PREMIERE DECOUVERTE DU PETROLE --------------------------------------------------------- 4
I.2. LES DATES CLES DE L‘HISTOIRE DU PETROLE ------------------------------------------------- 5
I.3. HISTORIQUE DE L‘EXPLORATION PETROLIERE A MADAGASCAR ------------ 10
I.3.1. De 1900 à 1975 --------------------------------------------------------------------------------------------------------- 10
I.3.2. De 1976 vers l‘année 2000 --------------------------------------------------------------------------------------- 12
I.3.3. 2002 vers l‘année 2009 --------------------------------------------------------------------------------------------- 14
I.3.4. De 2009 à aujourd‘hui --------------------------------------------------------------------------------------------- 17
I.4. PRODUCTEURS – CONSOMMATEURS – RESERVES PROUVEES ------------------- 19
I.4.1. Principaux pays producteurs ------------------------------------------------------------------------------------- 19
I.4.2. Principaux pays consommateurs ------------------------------------------------------------------------------- 19
I.4.3. Réserves prouvées de pétrole ------------------------------------------------------------------------------------ 20
Chapitre II:NATURE, ORIGINE ET GENESE DU PETROLE -------------------------------- 22
II.1. NATURE DU PETROLE -------------------------------------------------------------------------------------------- 22
II.1.1. Définition ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 22
II.1.2. Composition chimique ---------------------------------------------------------------------------------------------- 22
II.2. ORIGINE DU PETROLE -------------------------------------------------------------------------------------------- 25
II.2.1. Organismes originels des hydrocarbures ------------------------------------------------------------------ 26
II.2.2. Impacts sur la recherche pétrolière --------------------------------------------------------------------------- 27
~ m ~
II.3. PROCESSUS DE TRANSFORMATION DE LA MATIERE ORGANIQUE ----------- 28
II.3.1. La diagenèse ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 29
II.3.2. La catagenèse ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 29
II.3.3. La métagenèse ----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 29
II.4. SYSTEME PETROLIER --------------------------------------------------------------------------------------------- 30
II.4.1. Présence de roches-mères ----------------------------------------------------------------------------------------- 30
II.4.2. Présence de roches-réservoirs ----------------------------------------------------------------------------------- 31
II.4.3. Présence de roches couvertures--------------------------------------------------------------------------------- 32
II.4.4. Présence de pièges ---------------------------------------------------------------------------------------------------- 32
Chapitre III: GISEMENTS ----------------------------------------------------------------------------- 33
III.1. NAISSANCE D‘UN RÉSERVOIR ----------------------------------------------------------------------------- 33
III.1.1. Mouvement des continents --------------------------------------------------------------------------------------- 33
III.1.2. Montée et baisse du niveau de la mer ----------------------------------------------------------------------- 34
III.1.3. Evolution du réservoir ----------------------------------------------------------------------------------------------- 34
III.2. DIVERS TYPES DE PIÈGES ------------------------------------------------------------------------------------- 35
III.2.1. Pièges structuraux ----------------------------------------------------------------------------------------------------- 35
III.2.2. Pièges stratigraphiques ---------------------------------------------------------------------------------------------- 36
III.2.3. Pièges mixtes ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 37
III.3. LES DIFFÉRENTS TYPES DE GISEMENTS PÉTROLIERS ---------------------------------- 38
III.3.1. Gisements primaires -------------------------------------------------------------------------------------------------- 38
III.3.2. Gisements secondaires ---------------------------------------------------------------------------------------------- 38
III.3.3. Gisements de récupération ---------------------------------------------------------------------------------------- 38
DEUXIEME PARTIE: TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE
Chapitre IV: PROSPECTION PETROLIERE ------------------------------------------------------ 41
IV.1. OBJECT DE LA PROSPECTION ET RECHERCHE PETROLIERE ----------------------- 41
IV.2. RECONNAISSANCE REGIONALE --------------------------------------------------------------------------- 43
IV.3. ETUDES REGIONALES SEMI-DETAILLEES --------------------------------------------------------- 44
IV.4. ETUDES DETAILLEES ---------------------------------------------------------------------------------------------- 45
IV.5. ETUDES DE ZONE D‘INTERET -------------------------------------------------------------------------------- 47
~ n ~
Chapitre V: METHODES D’INVESTIGATIONS GEOPHYSIQUES----------------------- 48
V.1. PROSPECTION GRAVIMETRIQUE ------------------------------------------------------------------------- 49
V.1.1. Fondement de la méthode ----------------------------------------------------------------------------------------- 49
V.1.2. Principes de base ------------------------------------------------------------------------------------------------------ 49
V.1.3. Données gravimétriques -------------------------------------------------------------------------------------------- 50
V.1.4. Evolution technologique de la gravimétrie --------------------------------------------------------------- 51
V.2. PROSPECTION MAGNETIQUE ------------------------------------------------------------------------------- 55
V.2.1. Fondement de la méthode ----------------------------------------------------------------------------------------- 55
V.2.2. Principes de base ------------------------------------------------------------------------------------------------------- 55
V.2.3. Levées magnétiques -------------------------------------------------------------------------------------------------- 57
V.2.4. Evolution technologique de la méthode magnétique ------------------------------------------------ 58
V.3. PROSPECTION ELECTRIQUE --------------------------------------------------------------------------------- 61
V.3.1. Fondement de la méthode ----------------------------------------------------------------------------------------- 61
V.3.2. Principes de base ------------------------------------------------------------------------------------------------------- 61
V.3.3. Evolution de cette technique ------------------------------------------------------------------------------------- 63
V.4. DIAGRAPHIES ----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 67
V.4.1. Définition ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 67
V.4.2. Classification ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 68
V.4.3. Principe général -------------------------------------------------------------------------------------------------------- 69
V.4.4. Evolution de cette technique ------------------------------------------------------------------------------------- 70
V.5. PROSPECTION SISMIQUE --------------------------------------------------------------------------------------- 76
V.5.1. Principe général -------------------------------------------------------------------------------------------------------- 77
V.5.2. Sismique réflexion ---------------------------------------------------------------------------------------------------- 78
V.5.3. Sismique réfraction --------------------------------------------------------------------------------------------------- 80
V.5.4. Evolution des technologies de prospection sismique ------------------------------------------------ 82
V.6. RECAPITULATION ……………………………………………………………86
Chapitre VI: PROSPECTION GEOCHIMIQUE -------------------------------------------------- 88
VI.1. NOTION DE GEOCHIMIE ----------------------------------------------------------------------------------------- 88
VI.1.1. Définition ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 88
VI.1.2. Place de la géochimie dans la recherche pétrolière--------------------------------------------------- 89
VI.2. OBJECTIFS ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 89
VI.3. METHODES D‘ANALYSE ---------------------------------------------------------------------------------------- 90
~ o ~
VI.3.1. Pyrolyse Rock Eval -------------------------------------------------------------------------------------------------- 90
VI.3.2. Les méthodes physico-chimiques ----------------------------------------------------------------------------- 91
VI.4. RECAPITULATION ---------------------------------------------------------------------------------------------------- 93
Chapitre VII: TECHNIQUES DE FORAGE -------------------------------------------------------- 94
VII.1. NOTION GENERALE SUR LE FORAGE ----------------------------------------------------------------- 94
VII.2. ROTARY DRILLING ------------------------------------------------------------------------------------------------ 96
VII.2.1. Généralités ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 96
VII.2.2. Principe --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 96
VII.2.3. Boue de forage ---------------------------------------------------------------------------------------------------------- 98
VII.2.4. Paramètres de forage ------------------------------------------------------------------------------------------------- 99
VII.3. CASING ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 99
VII.3.1. Définition ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 99
VII.3.2. Objectifs du tubage ------------------------------------------------------------------------------------------------- 100
VII.4. CEMENTING ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 102
VII.5. OFFSHORE DRILLING ------------------------------------------------------------------------------------------- 105
VII.6. DIRECTIONNAL DRILLING --------------------------------------------------------------------------------- 111
TROISIEME PARTIE: ETUDES DE CAS
Chapitre VIII: CAS DE TSIMIRORO --------------------------------------------------------------- 117
VIII.1. PRESENTATION DE LA SOCIETE MADAGASCAR OIL ----------------------------------- 117
VIII.1.1. Biographie ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 117
VIII.1.2. Contrats de Partage de Production ----------------------------------------------------------------------- 118
VIII.2. DESCRIPTION SUR LE GISEMENT ---------------------------------------------------------------------- 119
VIII.3. ANALYSE ET BILAN DE L‘EVOLUTION DES TECHNIQUES D‘EXPLORATION
DU BLOC ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 120
VIII.3.1. Synthèse des activités avant l‘acquisition du bloc par MOSA ----------------------------- 120
VIII.3.2. Prochain calendrier des activités de MOSA --------------------------------------------------------- 125
VIII.4. ETUDES ANALYTIQUES DES TECHNIQUES DU PROJET PILOTE DE
TSIMIRORO -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 126
VIII.4.1. Cycling Steam Stimulation ---------------------------------------------------------------------------------- 127
VIII.4.2. Steam Flooding ---------------------------------------------------------------------------------------------------- 128
~ p ~
VIII.4.3. Steam Assisted Gravity Drainage ------------------------------------------------------------------------ 129
VIII.5. MESURES DE PREVENTION DE L‘ENVIRONNEMENT ----------------------------------- 129
Chapitre IX: CAS DE MANJA ------------------------------------------------------------------------ 131
IX.1. PRESENTATION DE LA COMPAGNIE AMICOH ----------------------------------------------- 131
IX.1.1. Biographie --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 131
IX.1.2. Type de contrat avec l‘OMNIS ------------------------------------------------------------------------------- 131
IX.2. DESCRIPTION DU BLOC ---------------------------------------------------------------------------------------- 132
IX.3. ANALYSE ET BILAN DE L‘EVOLUTION DES TECHNIQUES D‘EXPLORATION
POUR CE BLOC -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 133
IX.3.1. Synthèse des activités avant l‘acquisition du bloc ------------------------------------------------- 133
IX.3.2. Activités entreprises par Amicoh à partir de 2005 -------------------------------------------------- 133
Chapitre X: INTERPRETATION DES DONNEES SATELLITAIRES --------------------- 136
X.1. DONNEES SATELLITAIRES ----------------------------------------------------------------------------------- 136
X.1.1. Anomalies gravimétriques ------------------------------------------------------------------------------------- 137
X.1.2. Anomalies magnétiques ----------------------------------------------------------------------------------------- 138
X.1.3. Interprétations des cartes d‘anomalies -------------------------------------------------------------------- 139
X.2. REFLEXIONS SUR LE CAS DE CES DEUX BLOCS TSIMIRORO ET MANJA- 142
X.2.1. Projet Tsimiroro ------------------------------------------------------------------------------------------------------ 142
X.2.2. Projet Manja ----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 142
CONCLUSION ------------------------------------------------------------------------------------- 143
ANNEXES ----------------------------------------------------------------------------------------------- a
ANNEXE 1: Utilisations et finalités du pétrole -------------------------------------------------------------------------- a
ANNEXE 2 : Schéma structural du bassin de Morondava ---------------------------------------------------------- f
ANNEXE 3 : Tableau de conversion des unités de mesure anglosaxonne --------------------------------- g
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES ----------------------------------------------- i
REFERENCES WEBOGRAPHIQUES ------------------------------------------------ k
Titre : « ANALYSE DE L’EVOLUTION DES TECHNOLOGIES APPLIQUEES A
L’EXPLORATION ET AU DEVELOPPEMENT DES GISEMENTS PETROLIERS »
Nombre de pages : 143
Nombre de figures : 63
Nombres de photos : 08
Nombre de tableaux : 11
Nombre des annexes : 03
RESUME
L‘exploration pétrolière à Madagascar a débuté il y a bien longtemps, mais les gisements sont
localisés dans des zones enclavées qui rendent parfois les recherches difficiles. Les
caractéristiques physiques du pétrole malgache ne permettent pas une exploitation classique, il
est donc qualifié de pétrole non conventionnel. Puisque les réserves mondiales commencent à
s‘épuiser, il est alors intéressant d‘adopter et de suivre l‘évolution des techniques adaptées pour
chaque type de gisements. L‘évolution des technologies employées pour promouvoir la
recherche pétrolière permettant la reconsidération des gisements difficiles a été élaborée.
Mots clés : pétrole, pétrole non conventionnel, exploration pétrolière, extraction, géotechnique,
réserves, marché mondial, technologies pétrolières
ABSTRACT
Oil exploration in Madagascar began long ago, but his oilfield located in landlocked areas that
make sometimes research difficult. Malagasy oil‘s physical characteristics do not allow a
traditional exploitation, that‘s why it described as non-conventional oil. As strategic reserves can
become depleted and scarce, we have to adopt and to follow the scientific and technological
developments appropriated for each type of field. Developping technology used to promote
petroleum industry allowing challenging deposits reconsideration was developed.
Key words : crude oil, non-conventional oil, petroleum exploration, mining, geotechnic,
reserves, world market, petroleum technologies
Auteur : RANAIVOSON Onilalao Manambina
Adresse : Lot G III 7 Ter Soamanandrariny
Téléphone : 0341471997
E-mail : [email protected]
Encadreurs :
Mr. RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier
Mr. LALAHARISAINA Joëli Valérien