Caractérisation des réservoirs pétroliers de la partie sud du ...

UNIVERSITE D'ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE D'ANTANANARIVO

MENTION INGENIERIE PETROLIERE

Mémoire de fin d'étude en vue de l'obtention du Diplôme de Master

en Ingénierie Pétrolière

Titre : Ingénieur Pétrolier

Présenté par : RASOAMANANA Ravaka Arielle

Soutenu le : 30 Juillet 2016

Année Universitaire : 2014-2015

CARACTERISATION DES RESERVOIRS

PETROLIERS DE LA PARTIE SUD DU

BASSIN SEDIMENTAIRE DE MORONDAVA

PAR METHODE SISMIQUE

UNIVERSITE D'ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE D'ANTANANARIVO

DEPARTEMENT INGENIERIE PETROLIERE

Mémoire de fin d'étude en vue de l'obtention du Diplôme de Master en

Ingénierie Pétrolière

Titre : Ingénieur Pétrolier

Présenté par : RASOAMANANA Ravaka Arielle

Membre du jury :

Président : Monsieur ANDRIANAIVO Lala

Rapporteurs : Monsieur RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier

Monsieur RANDRIAMIARANTSOA Tolojanahary

Examinateurs : Monsieur RAKOTO Heritiana

Monsieur GARO Sébille

Soutenu le : 30 Juillet 2016

Année Universitaire : 2014-2015

CARACTERISATION DES RESERVOIRS

PETROLIERS DE LA PARTIE SUD DU

BASSIN SEDIMENTAIRE DE MORONDAVA

PAR METHODE SISMIQUE

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE I

CARACTERISATION DES RESERVOIRS PETROLIERS DE LA PARTIE SUD DU BASSIN SEDIMENTAIRE DE MORONDAVA PAR METHODE SISMIQUE

REMERCIEMENTS

De prime abord, je rends grâce à l’Eternel Dieu, en qui je me suis laissée guider durant

ces trois années d’études jusqu’à l’élaboration de ce présent mémoire.

Ensuite, c’est avec reconnaissance que j’adresse mes vifs remerciements à tous ceux

qui ont contribué à la réalisation de ce mémoire, en particulier :

Monsieur ANDRIANAHARISON Yvon, Professeur titulaire, Directeur de l’Ecole

Supérieure Polytechnique d’Antananarivo, qui n’a pas ménagé son temps pour promouvoir

l’image de cette prestigieuse école ;

Monsieur ANDRIANAIVO Lala, Professeur, Chef de Mention en Ingénierie Pétrolière

de l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo, pour sa contribution au bon

déroulement de notre formation ;

Monsieur RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier, Maitre de Conférences, Enseignant

Chercheur à l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo qui a bien voulu encadrer ce

mémoire ;

Monsieur RANDRIAMIARANTSOA Tolojanahary, Chef de département Gestion

Banque des Données au sein de la Direction des Hydrocarbures à l’OMNIS qui, en dépit de

son emploi du temps surchargé, a bien voulu co-encadrer ce présent mémoire ;

Monsieur GARO Sebille, Maître de Conférences à la Faculté des Sciences et Enseignant

Chercheur à l’Institut et Observatoire de Géophysique d’Antananarivo et Monsieur RAKOTO

Heritiana, Maître de Conférences au sein de la Faculté des Sciences, qui ont accepté de juger

notre projet ainsi que d’apporter des remarques et des suggestions visant à son amélioration;

Tous les Enseignants au sein du département Ingénierie Pétrolière de l’Ecole

Supérieure Polytechnique d’Antananarivo qui nous ont donné le meilleur d’eux- mêmes tout

au long de notre parcours universitaire ;

Monsieur RASOANAIVO Bonaventure, Directeur Général de l’Office des Mines

Nationales et des Industries Stratégiques (OMNIS), qui a bien voulu m’accorder un stage pour

élaborer ce projet et me fournir les informations nécessaires, ainsi que tout le personnel de

l’Entreprise;

Mes parents qui m’ont toujours soutenue moralement et financièrement durant mes

études ;

Et enfin ma sœur, toute ma famille et mes amis du Département Ingénierie Pétrolière

de l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo ;

Qu’ils trouvent tous ici les respectueux témoignages de ma profonde gratitude.

RASOAMANANA Ravaka Arielle

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE II

Caractérisation des réservoirs pétroliers de la partie sud du Bassin Sédimentaire de Morondava par méthode sismique

SOMMAIRE

REMERCIEMENTS

SOMMAIRE

LISTE DES ABREVIATIONS

LISTE DES FIGURES

LISTE DES TABLEAUX

GLOSSAIRE

INTRODUCTION

PARTIE I : GENERALITES SUR LE PETROLE

Chapitre 1 : Historique

Chapitre 2 : Mode de formation du Pétrole

Chapitre 3 : Méthodologies et étapes d’exploration

PARTIE II : CONTEXTE DE LA ZONE D’ETUDE ET TRAVAUX ANTERIEURS

Chapitre 4 : Contextes géologiques et structuraux

Chapitre 5 : Délimitation de la zone d’étude

Chapitre 6 : Synthèse des travaux antérieurs

PARTIE III : CARACTERISATION DU RESERVOIR DU BASSIN SUD

MORONDAVA

Chapitre 7: Interprétations des données

Chapitre 8: Caractérisation du réservoir

Chapitre 9: Synthèse des résultats et recommandations

CONCLUSION

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUE

REFERENCES WEBOGRAPHIQUE

LISTE DES ANNEXES

TABLE DES MATIERES

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE III


LISTE DES ABREVIATIONS

2D : Deux dimensions

3D : Trois dimensions

AB-1 : Puits d’Ambalabe-1

ESRI: Environmental Systems Research Institute

Km : kilomètres

F : Fahrenheit

ft: feet

HC/t : Hydrocarbures par tonne de roches

IFP: Institut Français du Pétrole

IHS : Inclined Heterolithic Stratification

m : mètre

m2 : mètre au carré

m3 : mètre au cube

Ma : Millions d’années

mD: millidarcy

mGal: milligal

NE : Nord-Est

NNO : Nord Nord-Ouest

NO : Nord-Ouest

OMNIS : Office des Mines Nationales et des Industries Stratégiques

ONO : Ouest Nord-Ouest

psi: pound square inch

RN 7 : Route Nationale n°7

SO : Sud-Ouest

SPM: Société des Pétroles de Madagascar

SSE : Sud Sud Est

STB: Stock Tank Barrel

STOIIP: Stock Tank Oil Initially In Place

TOC : Total Organic Carbon (quantité de matière organique)

TWT: Two Way Time

VBS-1 : Puits de Vohibasia-1

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE IV


LISTE DES FIGURES

Figure 1. Formation du Kérogène .............................................................................................. 6

Figure 2. Type de kérogène ........................................................................................................ 6

Figure 3.Evolution de la matière organique en fonction de la profondeur d’enfouissement ..... 7

Figure 4.Migration primaire et migration secondaire du pétrole ............................................. 10

Figure 5. Pièges structurales ..................................................................................................... 11

Figure 6. Pièges stratigraphiques et mixtes .............................................................................. 12

Figure 7. Réflexion sismique ................................................................................................... 15

Figure 8. Exemple de Convertisseur Analogique Numérique .................................................. 15

Figure 9. Appareil de forage .................................................................................................... 17

Figure 10: Gondwana ............................................................................................................... 18

Figure 11. Tectonique phase I ................................................................................................. 19

Figure 12. Tectonique phase II ................................................................................................. 20

Figure 13. Tectonique phase III .............................................................................................. 21

Figure 14. Tectonique phase IV .............................................................................................. 21

Figure 15: Carte représentative des failles en surface .............................................................. 25

Figure 16. Délimitation de la zone d’étude .............................................................................. 27

Figure 17. Carte Géologique de la zone d’étude ...................................................................... 31

Figure 19. Carte des lignes sismiques ...................................................................................... 46

Figure 20. Relation géométrique à la base ............................................................................... 47

Figure 21. Relation géométrique au toit ................................................................................... 47

Figure 22. Interface du logiciel Kingdom ................................................................................ 49

Figure 23. Cross section du profil 1 ......................................................................................... 50

Figure 24. Réflecteurs du socle ................................................................................................ 51

Figure 25. Réflecteurs de la Sakoa ........................................................................................... 51

Figure 26. Réflecteur de la Sakamena ...................................................................................... 52

Figure 27. Réflecteur des deux couches de réservoirs ............................................................. 52

Figure 28. Réflecteurs du Lias de l’Ouest à l’Est..................................................................... 53

Figure 29. Cross section du profil n°2 ...................................................................................... 54

Figure 30. Vue en plan du réservoir n°1 .................................................................................. 56

Figure 31. Vue de surface du réservoir n°1 ............................................................................. 57

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE V


Figure 32. Représentation des failles présentes dans le réservoir n°1 ..................................... 58

Figure 33. Vue en plan du réservoir n°2 .................................................................................. 58

Figure 34. Vue de surface du réservoir n°2 .............................................................................. 59

Figure 35. Représentation des failles identifiées dans le réservoir n°2 .................................... 60

Figure 36. Vue en plan de la roche couverture du réservoir n°2 .............................................. 61

Figure 37. Vue de surface de la roche couverture n°2 ............................................................. 61

Figure 38. Représentation des failles identifiées dans la roche couverture du réservoir n°2 ... 62

Figure 39. Roches du système pétrolier ................................................................................... 63

Figure 40. Exemple de contour de prospect ............................................................................. 66

Figure 41. Prospect du réservoir n°1 ........................................................................................ 68

Figure 42. Inventaire des prospects du réservoir n°2 ............................................................... 69

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE VI


LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1. Variation de température moyenne annuelle sur le plan spatio-temporel entre 1996

et 2006 ...................................................................................................................................... 30

Tableau 2. Répartition mensuelle de pluviométrie (moyennes prises entre 2004 et 2008) ..... 30

Tableau 3. Renseignements sur le puits Ambalabe-1 .............................................................. 42

Tableau 4. Renseignements sur le puits Vohibasia-1 ............................................................... 43

Tableau 5. Porosité des roches réservoirs ................................................................................ 71

Tableau 6. Saturation en eau des roches réservoirs .................................................................. 71

Tableau 7. Valeur de la surface de chaque prospect ................................................................ 72

Tableau 8. Temps de réflexion des ondes sismiques................................................................ 73

Tableau 9. Vitesse de pénétration d'onde sismique dans le sous-sol ....................................... 73

Tableau 10. Epaisseur des réservoirs ....................................................................................... 74

Tableau 11. Epaisseur d’huile .................................................................................................. 74

Tableau 12. Volume de réserve récupérable ............................................................................ 75

Tableau 13. Quantification pessimistique ................................................................................ 76

Tableau 14. Quantification optimistique .................................................................................. 77

Tableau 15. Quantification moyenne ....................................................................................... 77

Tableau 16. Résultat de l'évaluation des réservoirs .................................................................. 80

Tableau 17. Tableau de synthèse des qualités des systèmes pétroliers ................................... 81

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE VII


GLOSSAIRE

- Arkose : n. f.– adj arkosique. Roche sédimentaire détritique terrigène contenant des

grains de quartz (jusqu’à 60% env.), de feldspath, pour 25% au moins, et fréquemment quelques

micas.

- Calcarénites : n. f. - Roche sédimentaire essentiellement calcaire, formée en majorité

de 1/16 mm (= 62,5 μm) à 2 mm (classe des arènites, V. granulométrie). Les éléments calcaires

peuvent être des microgalets, des intraclastes, des bioclastes, et le ciment calcaire peut être

microcristallin ou spathique.

- Charbon n m. [du lat. carbo, même sens] - Terme général désignant, au sens large, une

roche sédimentaire stratifiée, servant de combustible, noire le plus souvent, organogène et

essentiellement formée de débris végétaux.

- Charbon, proprement dit, ou houille (85 % de C), noir, mat ou brillant, tachant les

doigts, avec selon les proportions de matières volatiles (distillant à partir de 960°C)

- Orthose : n. m. [de ortho- car clivages orthogonaux] - Feldspath monoclinique

K[Si3AlO6] très courant dans les granites et les pegmatites. V. feldspath (potassique).

- Conglomérat n. m. [du lat. conglomeratum, de cum, avec, et de glomus, pelote] - Roche

sédimentaire détritique formée pour 50 % au moins de débris de roches de dimension supérieure

à 2 mm (classe des rudites) liés par un ciment (avec des éléments dont la taille est comprise

entre 62,5 μm et 2 mm, il s’agit de microconglomérats).

- Détritique adj. [du lat. detritus, de deterere, user en frottant] (cf. clastique) -1. Qui est

formé, en totalité ou en partie, de débris (p. ex. sédimentation détritique, roche sédimentaire

détritique)

- Discordance n. f. (stratigraphique ou de stratifi-cation) [du lat. discordare, être en

désaccord] - Repos stratigraphique d’une formation sédimen-taire sur un substratum plissé ou

basculé antérieurement par des efforts tectoniques, et en partie érodé.

- Grés : n. m. du francique griot, Roche sédimentaire détritique terrigène composée à 85

% au moins de grains de quartz plus ou moins arrondis, de 1/16 mm (62,5 μm) à 2 mm (classe,

des arénites).

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE VIII


- Grès arkosique : -1. Syn. d’arkose ; -2. Plus souvent, grès avec 5% à 25% de feldspath

(= grès feldspathique = subarkose).

- Grés calcaires : (ou grès à ciment calcaire, ou grés calcareux) à grains de quartz liés

par de la calcite microcristalline ou cristalline, parfois poecilitique (un grand cristal de calcite

englobant plusieurs grains de quartz) ;

- Pelites : n. f. Au sens originel, roche finement détritique, argileuse et faisant pâte avec

l’eau. Le terme, très utilisé, désigne maintenant toute roche sédimentaire détritique à grains très

fins (V. granulométrie).

- Psammitique : n. f. (parfois n. m.) [du gr. psammos, sable] - Grès à ciment fréquemment

argileux, riche en micas détritiques (micas blancs surtout) groupés en minces lits, d’où un

délitage facile en plaquettes ou en dalles. Ce mot désigne pour les Anglo-Saxons, les roches

sédimentaires détritiques à éléments de la taille d’un sable (dans ce sens, syn. d’arénite). adj.

psammitique.

- Schiste n. m. [du gr. skhistos, qu’on peut tendre ; prononcé ch-]. Au sens large (qu’il

vaut mieux éviter), toute roche susceptible de se débiter en feuillets.

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE 1


INTRODUCTION

Depuis plusieurs années, le pétrole est une matière première très importante et jouant un

rôle primordial dans l’économie d’un pays. Malgré les variations de prix très instable, le pétrole

reste en tête des différentes sources d'énergie. Avant l’exploitation proprement dite, une étude

très particulière nécessite une attention très particulière, tant au niveau technique que sur la

partie socio-économique.

A Madagascar, des compagnies pétrolières ruent, dans tous les blocs pétroliers, le long

du bassin sédimentaire Malagasy à la recherche du pétrole. Plusieurs de ces bassins

sédimentaires sont identifiés comme étant un potentiel réservoir de pétrole. L’exploration de la

partie Sud du bassin de Morondava a déjà fait l’objet d’étude de plusieurs compagnies qui ont

abouti à des résultats différents, positifs ou négatifs. Avant de valoriser les résultats de ces

études, il est nécessaire de connaître les caractéristiques du réservoir en place, et c’est grâce à

l’exploitation des données sismiques disponibles, afin d’avancer des modèles sur les réservoirs

pétroliers. Cette approche joue un rôle prépondérant dans la prise de décision des compagnies

pétrolières. Ces modèles sont utilisés pour planifier les études complémentaires à effectuer,

pour optimiser l’implantation de nouveaux puits de reconnaissance, mais aussi et surtout, pour

estimer les réserves d’hydrocarbures en place et pour simuler l’exploitation du prospect réel.

D’où, l’intitulé de ce présent mémoire « Caractérisation des réservoirs pétroliers de

la partie Sud du Bassin Sédimentaire de Morondava par méthode sismique ».

Pour bien mener ce travail, cet ouvrage se divise en trois parties :

La première partie se consacre aux généralités sur le pétrole dans lesquelles, on va voir

leur partie historique, les modes de formation du pétrole et les différentes activités

d’exploration;

La deuxième partie est réservée à la présentation de la zone d’étude, son concept

géologique et les synthèses des travaux d’exploration antérieure.

La troisième et dernière partie est axée sur la présentation et interprétations des données

afin d’avancer quelques modèles des réservoirs, dans le but de caractériser et d’évaluer la

potentialité du réservoir du bassin Sud Morondava.

PARTIE I : GENERALITES SUR LE PETROLE

CHAPITRE 1 : HISTOIRE DU PETROLE



Ce premier chapitre se consacre essentiellement sur l’histoire de la découverte mondiale

du pétrole ainsi que sur l’histoire de l’exploration pétrolière à Madagascar. Ensuite, une brève

présentation de la formation du pétrole ainsi que son exploration seront exposées.

I.1. Chronologie [23]

L’histoire du pétrole débute en 1859 lorsque le Colonel Drake découvre un gisement

de pétrole à Titusville. Le pétrole est d’abord utilisé comme lubrifiant puis, raffiné pour

l’éclairage, il remplace peu à peu l'huile de baleine.

Dans la plupart des pays, l’exploitation du pétrole se fera sous contrôle de l'État mais

pas aux États-Unis : le propriétaire du sol y est aussi propriétaire du sous-sol, par conséquent,

il existe une multitude de petits producteurs qui exploitent les ressources parfois de façon

anarchique (en 1967, 85% des puits de la planète de trouvaient sur le sol américain).

En 1863, à Cleveland, John D. Rockefeller crée la plus grande raffinerie des États-Unis

et commence à absorber ses concurrents. En 1895, son entreprise, la Standard Oil, est en

situation de monopole (seul vendeur d'huile raffinée) et de monopsone (seul acheteur de pétrole

brut), annonce qu’elle fixera elle-même le prix du brut. En 1911, la Standard Oil est démembrée

en 33 sociétés dont trois feront plus tard partie des Sept Sœurs (Exxon, Mobil et Chevron).

En 1901, la découverte d’un immense gisement au Texas donne naissance à deux autres

des Sept Sœurs : Gulf Oil et Texaco. Rockefeller, quant à lui, a négligé l'extraction et s'est privé

de la rente minière.

Au Moyen Orient, la production pétrolière se développe aussi à partir de 1901 sous

l’influence de William Knox d’Arcy qui crée l’Anglo Persian Oil Co. (future BP) et de Calouste

Gulbenkian géologue arménien qui devient l’intermédiaire de nombreuses tractations.

Dès 1933, les sociétés américaines, profitant de la méfiance des saoudiens, vis-à-vis des

anglais se sont introduites dans la péninsule arabique pour exploiter le gisement de Damman.

En février 1945 au retour de Yalta, Roosevelt rend visite au Roi Ibn Saoud créant la relation

privilégiée qui existe encore entre les États-Unis et l’Arabie Saoudite.

Au lendemain de la Seconde Guerre Mondiale, de nouveaux acteurs nationaux

apparaissent à la fois dans les pays importateurs (ENI, Elf-Aquitaine) et exportateurs, les

rapports de force et le partage des bénéfices se rééquilibrent progressivement.



Dans les années 70, la situation change : la production devient de plus en plus couteuse

et les États-Unis, qui ne sont plus les premiers producteurs mondiaux, voient leur dépendance

augmentée. Le 6 octobre 1973, l’attaque de l'Égypte et de la Syrie contre Israël s’accompagne

d’une réduction de 5% de la production de l’OPEP et d’un embargo sur les Pays-Bas et les

États-Unis. L’embargo dure jusqu’en 1974. Le rapport de force bascule : le prix du brut sera

désormais fixé par les pays producteurs, il quadruple et atteint 12$/baril.

Le deuxième choc pétrolier est moins brutal : les prix doublent entre 1978 et 1982 suite

à la guerre Iran-Irak et à l’inflation dans les pays de l’OPEP. Mais l’organisation a surestimé sa

capacité à influencer le marché, la demande diminue et les prix baissent rapidement. En 1998,

ils atteignent un minimum qui ne permet plus aux pays producteurs de vivre de leur rente et qui

rend le pétrole américain non concurrentiel. Un accord est trouvé en 1999 pour maintenir les

cours entre 22 et 28$/baril. Cette cible glisse rapidement vers le haut et en aout 2008 le cours

du pétrole atteint son plus haut historique.

I.2. Histoire de l’exploration pétrolière à Madagascar [24]

L’histoire de l’exploration pétrolière est divisée en trois périodes principales:

Avant 1960, principalement conduite par le SPM, une filiale d’ELF Aquitaine (la société

pétrolière nationale française),

De 1960 à 1975: première entrée des compagnies internationales autres que les

compagnies françaises dans l’exploration du pétrole (Chevron - Agip – Conoco -

Teneco),

Depuis 1976, année de création de l’OMNIS: partenariat avec les compagnies

pétrolières majeures d’envergure internationale (Mobil - Oxy - Amoco - Agip - Shell -

Maxus - BHP- Hunt Oil - Triton - Gulfstream - Vanco - Norks Hydro - Sterling Energy

– VunaEnergy – Exxon Mobil - ...).

I.2.1. Etudes géophysiques

Les études d’explorations pétrolières qui sont axées principalement aux explorations

géophysiques et géologiques effectuées à Madagascar sont :

71.000 km de profil sismique 2D

3.600 km² de sismique 3D



195.000 km d’aéromagnétique

11.000 km de micromagnétique

33.000 km de profil magnétique

87.000 km de profil gravimétrique

I.2.2. Puits d’exploration

Après les études géophysiques, plusieurs forages d’exploration ont été également

effectués à Madagascar, même s’ils restent encore insuffisants. On compte parmi ces puits

d’exploration :

1 sur terre dans le Bassin d’Ambilobe

8 dans le Bassin de Majunga

65 dans le Bassin de Morondava

1 au large de la Côte Est

CHAPITRE 2 : MODE DE FORMATION DU PETROLE [5] [18] [20]



Le pétrole est, d’origine naturelle, une huile minérale composée d’une multitude de

composés organiques, essentiellement des hydrocarbures qui est un groupe composé

d’hydrogène et de carbone, piégé dans des formations géologiques particulières. Ce chapitre

met en évidence le cycle de formation du pétrole, de sa génération jusqu’ à son piégeage.

II.1. Accumulation de matière organique dans les sédiments

L'accumulation et l'enfouissement d'énormes quantités de sédiments organiques se

déroulent sur des centaines de millions d'années. La transformation de la matière organique

dans de l'huile et du gaz est rendue possible en raison des niveaux élevés de pression et de

température au sein du sous-sol.

Une telle transformation de la matière organique contribue à une sur-pressurisation de

la roche elle-même jusqu'à ce qu’une microfissuration de la roche se produise, permettant à

l'huile et le gaz à être expulsés avec le gaz de plus en plus que la profondeur augmente.

II.2. Formation du kérogène

Les sédiments se composent principalement de fragments de roches et de minéraux

(particules d'argile, grains de sable, etc.) résultant de phénomènes d'érosion et, de la matière

organique à partir d'organismes morts qui ont été préservés de la destruction: les plantes et les

animaux, mais surtout une énorme proportion de plancton et phytoplancton.

Il évolue d'abord en kérogène, à environ 55 à 60 ° C qui est un mélange de composés

organiques avec diverses proportions d'hydrogène et de carbone: les composants de base de

toutes les ressources en hydrocarbures. La roche n’est pas encore totalement mature, la

température étant encore faible pour casser les liaisons chimiques du kérogène.

Il existe différents environnements de dépôt qui conduisent à des types différents de

matières organiques.



Source : Document IFP

Figure 1. Formation du Kérogène

Type I : le kérogène se réfère à des dépôts lacustres comme les plantes, les micro-

organismes, etc.

Type II : correspond à des dépôts marins tels que les dépôts deltaïques, étagères, pente

ou pélagique avec énorme quantité de phytoplancton. Ceci est de loin, le type le plus

commun de kérogène. [18]

Et enfin, le type III correspond aux dépôts terrestres ou, plus généralement, kérogène

dérivés de plantes terrestres.


Figure 2. Type de kérogène



II.3. Maturation du kérogène en pétrole

A une profondeur élevée, l'augmentation de la température, rend le craquage des liaisons

du kérogène possible, permettant à l'huile d'être générée à partir du kérogène situé dans la

porosité de la matrice rocheuse. Ceci se produit à des températures comprises entre 60 et 120 °

C selon les types de kérogène in situ et des conditions thermodynamiques.

Nous appelons la fenêtre d'huile, l'intervalle de température où l'huile est générée. Elle

correspond à un intervalle de profondeur où les conditions thermiques sont aptes à transformer

le kérogène en huile.

Le rapport du gaz au pétrole augmente progressivement au profit du gaz au fil du temps

et de la profondeur. A des températures plus élevées, seul le gaz sec est généré. En plus des

hydrocarbures, peu de dioxyde de carbone et de l'eau sont également générés au cours de ce

processus continu.

En ce qui concerne l'huile, une fenêtre de gaz est définie, elle correspond à l'intervalle

de température où le gaz est principalement généré.


Figure 3.Evolution de la matière organique en fonction de la profondeur d’enfouissement



II.4. Système pétrolier

Le système pétrolier est un système géologique qui englobe les roches mères et tout ce

qui peut être en relation avec les hydrocarbures. Il inclut toutes les structures et processus

géologiques essentiels à une éventuelle accumulation d’hydrocarbures. Les éléments essentiels

incluent :

Une roche mère

Une roche réservoir

Une roche couverture

Les processus sont :

La formation de piège

La formation, migration et accumulation des hydrocarbures.

Ces éléments essentiels et processus doivent apparaître simultanément dans le temps et

dans l’espace de manière à ce que la matière organique contenue dans la roche mère soit

convertie en une accumulation d’hydrocarbures.

II.4.1. Roches mères

Les roches mères peuvent être des sédiments dans lesquels des hydrocarbures peuvent

être générés». Une roche mère typique est de couleur sombre, riche en matière organique, se

présentant comme des schistes finement laminés. Le type d ‘ hydrocarbure généré (huile ou

gaz) dépend non seulement du type de matière organique présente dans la roche, mais aussi de

sa maturité.

Ainsi, si la matière organique est riche en hydrogène, spores et pollens, la matière peut

générer de l’huile et du gaz ; si elle est pauvre en hydrogène mais riche en matière dérivée de

bois ou tissu humique, elle peut générer du gaz ; par contre, si la matière ne contient pas du tout

d’hydrogène, aucun hydrocarbure ne peut être généré.

II.4.2. Migration

Le pétrole est une matière première facilement exploitable lorsqu’il se concentre dans

un réservoir par des phénomènes de migration.

http://www.connaissancedesenergies.org/pourquoi-et-comment-un-hydrocarbure-migre-t-il-vers-la-surface-140114



Migration primaire

Le pétrole brut est initialement contenu dans la roche-mère, compacte et imperméable.

Par un mécanisme encore mal élucidé (certainement lié à une augmentation de pression dans la

roche-mère au cours de son enfouissement) l’eau, le pétrole et le gaz issus du kérogène peuvent

être expulsés de leur formation d’origine, migrant alors éventuellement vers une future roche-

réservoir.

Migration secondaire

De faible densité, le pétrole expulsé (mélangé à de l’eau et du gaz dissout) a tendance à remonter

jusqu’à la surface de la Terre. Il s’échappe très lentement à travers les couches sédimentaires

perméables qui jouxtent la roche-mère :

en général, la migration secondaire du pétrole n’est pas arrêtée par un obstacle. Le

pétrole finit par atteindre les premiers mètres du sol, où il est dégradé en bitumes sous

l'action de bactéries. Les combustibles fossiles produits sont alors des pétroles dits

« lourds » ou « extra-lourds » et des sables bitumineux. Ils peuvent être utilisés comme

des indices de surface pour détecter un bassin sédimentaire susceptible de contenir du

pétrole, lors des prospections réalisées par l’industrie pétrolière ;

parfois, la migration du pétrole brut vers la surface est empêchée par une formation

géologique imperméable, comme une couche de sel par exemple, appelée « roche-

couverture » (également qualifiée de « roche imperméable »). Une accumulation de

pétrole associé à de l’eau et du gaz se forme dans la couche perméable sous-jacente

créant ainsi une roche-réservoir en dessous de la roche-couverture. Dans ce réservoir

poreux, le gaz s’accumule au-dessus du pétrole brut, lequel se retrouve au-dessus de

l’eau en raison des densités respectives de ces produits (le gaz naturel est plus léger que

le pétrole, lui-même plus léger que l’eau).

http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/sables-bitumineux

http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/prospection-exploration-gaziere-et-petroliere




Figure 4.Migration primaire et migration secondaire du pétrole

Seule une partie du pétrole brut est concentrée dans les roches réservoirs. En effet, 10 à

40% des hydrocarbures restent piégés dans la roche-mère, de manière disséminée. Le pétrole

de roche-mère est alors plus connu sous le nom d’« huile de schiste » ou de « pétrole de

schiste ». Moins facile à extraire que le pétrole sous forme de gisements, il requiert des

techniques d’exploitation particulières comme la fracturation hydraulique (des techniques

alternatives sont également à l'étude).

II.4.3. 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

imperméables, les roches réservoirs sont caractérisées par la présence en leur sein de vides,

généralement inferieurs 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

http://www.connaissancedesenergies.org/que-designent-les-hydrocarbures-de-roche-mere-130307

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http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/fracturation-hydraulique

http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/techniques-alternatives-a-la-fracturation-hydraulique

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grés et par certaines roches carbonatées, calcaires et dolomies. Ces roches Correspondent le

plus souvent à des milieux de dépôts agités et peu profonds.

II.4.4. 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.

II.4.5. Piège

L’ensemble roche-réservoir/roche-couverture forme une structure dite de « piège à

pétrole ». Plusieurs types de pièges sont décrits, principalement en fonction de la déformation

des roches au cours de phénomènes géologiques.

Pièges structuraux

Le plus courant est le piège anticlinal, structure où les roches ont été plissées en forme

de voûte par les mouvements terrestres. Pour le géologue, la présence d’un anticlinal est un

indice en faveur de la présence de gisements. En effet, environ 80% des gisements de pétrole

sont de ce type.

Lors de la création d’une faille, un bloc terrestre peut également glisser vers le haut ou

vers le bas au niveau de la cassure. Une couche imperméable peut alors venir obstruer une

couche perméable et arrêter le pétrole dans sa migration.

Source : Le gisement de pétrole de Saint-Martin-De-Bossenay

Figure 5. Pièges structurales



Pièges stratigraphiques

Les dômes de sel (appelés diapirs) sont des masses de sel formées en profondeur qui

remontent sous l’effet de la température et de la pression. En s’élevant, elles traversent des

couches perméables et subdivisent les réserves de pétrole. En surplombant les roches réservoirs,

les dômes de sel imperméables constituent des roches-couvertures.

Les mouvements terrestres sont susceptibles de modifier les gisements formés. Le

pétrole peut être enfoui plus profondément : il subit alors à nouveau un craquage thermique et

donne alors un gisement de gaz naturel. Les gisements de pétrole peuvent également fuir. Dans

cette situation, le pétrole migre vers la surface ou vers un autre piège.

Source : Le gisement de pétrole de Saint-Martin-De-Bossenay

Figure 6. Pièges stratigraphiques et mixtes

CHAPITRE 3 : METHODOLOGIES ET ETAPES D’EXPLORATION DU PETROLE


CHAPITRE 3 : METHODOLOGIES ET ETAPES D’EXPLORATION DU

PETROLE

L’objectif de la prospection est de localiser un prospect pétrolier. L’exploration doit en

vérifier l’existence et en évaluer l’importance et la qualité grâce à des forages dont

l’emplacement est déterminé en associant, géologie et géophysique. . Ce chapitre illustre les

méthodologies et les activités d’exploration qu’on a utilisées dans ce travail.

III.1. Prospection géologique [17]

Les caractéristiques géologiques des gisements pétroliers diffèrent en fonction de leur âge (de

5 à 400 millions d’années), de leur profondeur (de 1 à 10 km) et de leur thermique (la formation

de l’huile se situant entre 60 et 150 °C).

Pour identifier les régions potentiellement pétrolifères, les géologues s’interrogent sur les points

suivants :

Quelle est la nature des roches ?

Ont-elles été soumises à des conditions favorables à la création d’hydrocarbures ?

Ces hydrocarbures ont-ils pu migrer et être piégés par des couches imperméables ?

Les géologues dressent une carte du sous-sol à partir des informations obtenues en

surface par examen des affleurements et dans les airs par photogéologie. Lorsqu’une

zone favorable (prospect) est repérée par les géologues depuis la surface, c’est au tour des

géophysiciens d’explorer le sous-sol.

III.2. Prospection géophysique [11] [16]

Pour localiser les pièges potentiels, on fait tout d'abord appel à une sorte "d’échographie

du sous-sol" : la sismique réflexion, permettant de donner une image du sous-sol

malheureusement floue donc pas fiable à 100%. D'autres études géophysiques, tel que les

études gravimétriques et magnétiques, les sondages électriques, sont également menées avant

forage afin d'essayer de confirmer la présence d'hydrocarbures. Dans ce travail, nous allons

illustrer la méthode de sismique réflexion.

Mais quand même, il faut établir une synthèse des études de toutes ces données, en

essayant de ne rien oublier dans le raisonnement conduisant à affirmer qu'il y a de grandes

chances de trouver du pétrole ou du gaz à tel ou tel endroit.



III.2.1. Sismique réflexion

La sismique réflexion, permet de repérer des " réflecteurs " à la verticale du point

d'origine des ondes. Ces " réflecteurs " sont des surfaces qui renvoient les ondes à cause d'un

changement assez brutal des propriétés physiques (densité, élasticité) du sous-sol. Ces surfaces

de discontinuité peuvent être des limites de couches sédimentaires, ou des zones hétérogènes

au sein d'une roche. C'est pourquoi cette technique permet de définir avec précision la structure

"superficielle". La sismique réflexion, elle complète cette connaissance par des informations

sur les réflecteurs plus profonds.

III.2.2. Principe

Une source sismique, un coup ou une vibration contrôlée, produit des ondes

sonores en surface qui se propage dans toutes les directions dans le sous-sol. En arrivant sur des

limites de couches rocheuses qui se différencient les unes des autres par leur impédance

acoustique (impédance=densité de la roche x, vitesses de propagation de l’onde), les ondes

sismiques sont, selon les lois de l’optique, réfléchies ou réfractées.

Un capteur, soit des géophones (sur terre) ou des hydrophones (sur mer), mesure le temps de

propagation des ondes traversant les différentes formations et qui reviennent à la surface.

Connaissant la vitesse de propagation de l’onde dans les formations, on peut convertir

le temps en distance qui n’est autre que le double du trajet traversé par l’onde.

Lors d’investigation en deux dimensions (2D), les récepteurs sont disposés de façon linéaire ;

en cas d’exploration trois dimensions (3D), ils sont déployés en quadrillage recouvrant toute

une surface.

Dans le cas pratique, on répète plusieurs fois le tir et l’enregistrement, et suivant une

ligne préalablement définie. Le long de ce profil, on peut tracer l’image du fond du sous-sol.

On rapporte sur l’axe horizontal les différentes positions des géophones et sur l’axe vertical le

temps de réflexion.

Sur chaque trace, on marque le temps de réflexion enregistré sur chaque géophone. En première

approximation, ce qui nous donne la forme du fond du sous-sol.



Source : Analyse de la sismique 3d

Figure 7. Réflexion sismique

III.2.3. Traitement des données

Cette étape consiste à faire un traitement de signal afin de voir les résultats sous forme

de section. Une fois acquis sous forme analogique, le signal est filtré, numérisé puis enregistré

sur un disque dur afin de pouvoir être traité puis analysé.

Filtrage

Après être mesuré par les géophones ou hydrophones, le signal est filtré afin d’éliminer

une partie des bruits parasites.

Numérisation

Les géophones ou hydrophones enregistrent l’onde réfléchie sous forme analogique.

Pour en faciliter le traitement et le stockage, le signal doit être numérisé. La numérisation

nécessite l’utilisation d’un convertisseur analogique numérique (CAN).

Figure 8. Exemple de Convertisseur Analogique Numérique



Déconvolution

Le signal réfléchi effectivement reçu est considéré comme la convolution du signal émis

et de la réponse impulsionnelle de la terre. On effectuera une opération inverse de la convolution

pour ramener l’onde de sortie à l’idéal et afin d’extraire une partie du bruit.

Réarrangement par point miroir

L’enregistrement à la couverture multiple que chaque point miroir peut être enregistré

plusieurs fois par des traces différentes. Donc cette étape concerne à regrouper toutes les traces

ayant le même point miroir.

Sommation des traces (Stack)

Une fois les traces regroupées, il faut corriger le décalage qu’elles ont entre elles en

raison des différences d’éloignement par rapport à la source. Une fois cet écart corrigé, toutes

les traces peuvent être sommées.

III.3. Forages d’exploration [17]

Après la prospection, le forage est la seule méthode pour confirmer la présence d’hydrocarbures

et pour définir :

la qualité de l’effluent du puits (huile saturée de gaz? eau?) ;

la perméabilité du réservoir ;

la production potentielle et la quantité d’huile.

Forer consiste à percer l’écorce terrestre pour atteindre les zones pétrolifères, au-delà de deux

kilomètres. Pour les gisements conventionnels terrestres, on fore généralement à la

verticale mais des forages horizontaux sont pratiqués pour les gisements de grande étendue et

de faible épaisseur. En mer, pour des raisons économiques, des forages orientés multiples sont

effectués à partir d’une plateforme unique.

Dans un forage vertical classique, la tête de forage est un trépan doté de dents en acier très dur,

parfois diamanté, mis en rotation rapide par un train de tiges creuses reliées à une tour verticale

d’une trentaine de mètres de haut dans laquelle sont regroupées la table de rotation et les pompes

d’aspiration et d’injection. Au fur et à mesure de la descente du trépan, on visse en surface des

tiges supplémentaires. Simultanément, on procède au tubage externe du forage par des

cylindres creux en acier de diamètre supérieur au trépan que l’on gaine de ciment.



Pour débarrasser en permanence le fond du forage des débris de roche arrachés par le trépan,

on injecte sous haute pression dans le train de tiges en rotation une boue fluide qui traverse le

trépan et remonte par le tubage externe en entraînant les débris. Cette boue est filtrée en surface,

analysée et réinjectée dans le train de tiges. Au-delà de l’évacuation des débris, ce fluide

équilibre la pression sur les parois du puits, lubrifie et refroidit le trépan et peut empêcher

d’éventuelles éruptions.

Source : Les énergies géothermiques

Figure 9. Appareil de forage

La profondeur des trous de forage est habituellement comprise entre 2 000 et 4 000 m

et peut atteindre 6 000 m. Lorsque des traces d’hydrocarbures sont détectées dans le fluide

remontant en surface, on procède à un carottage avec un trépan spécial qui découpe un cylindre

dans la roche. Une fois remontée, cette carotte fournit des informations clés sur la teneur en

hydrocarbures de la roche traversée. Si un gisement est atteint, le forage est arrêté. Des explosifs

sont descendus pour percer le tubage et laisser le pétrole pénétrer dans le puits et remonter à la

surface si la pression est forte. Une tête de puits est alors installée pour mesurer le débit et

évaluer la productivité du gisement. En cas de succès, d’autres forages sont réalisés pour en

confirmer le potentiel. Puis viennent les multiples études économiques pour en estimer la

rentabilité avant une décision de mise en exploitation.

PARTIE II : CADRE CONTEXTUEL DE LA ZONE D’ETUDE ET

TRAVAUX ANTERIEURS

CHAPITRE 4 : CONTEXTE GEOLOGIQUE



C’est à partir de la géologie de Madagascar que toutes les études sur l’exploration

pétrolière se basent. Ce chapitre est alors dédié à la géologie de Madagascar depuis sa séparation

avec le super continent Gondwana jusqu’à nos jours.

IV.1. Historique tectonique de Madagascar [1] [2]

Madagascar était à l'origine situé dans le centre de Gondwana, à côté de l'actuel Kenya

et Tanzanie, avant le début de la fragmentation continentale. Reeves et al. (2002), après la

reconstruction de la plaque, ont démontré une forme du Rift d’Anza entre Madagascar et

Afrique de l'Est reliant le promontoire du sous-sol au Cap Saint-André.

Source : L'échelle des temps géologiques

Figure 10: Gondwana

L’extension de la croûte entre l'Est du Gondwana (Madagascar, l'Inde, l'Antarctique et

l'Australie) et le Gondwana occidental (Afrique, l'Arabie et l'Amérique du Sud) a commencé à

la fin du Carbonifère. Deux phases bien distinctes ont marqué cette séparation de Madagascar

à l’Afrique et à l’Inde dont la phase rifting Karoo, la phase de rupture et de dérive (ou drifting).

À la suite de la rupture, trois bassins sédimentaires se sont formés dans l'Ouest de Madagascar

dont le bassin d’Ambilobe, de Majunga, et de Morondava.

Ces bassins contiennent des successions épaisses de sédiments du Mésozoïque et du

Cénozoïque, le bassin de Morondava contient également les sédiments Paléozoïque.

Des discordances importantes (lacunes stratigraphiques et discordances angulaires)

ainsi que des déformations significatives ayant affecté les terrains sédimentaires de l'Afrique



du Sud et de l'Est ont permis d'identifier des phases de distension actives depuis le Permo-

Carbonifère jusqu'au Quaternaire. Des événements géodynamiques importants caractérisent

ainsi les différents épisodes tectoniques qu'a connus la marge est-africaine.

IV.1.1. Tectonique Phase I (Carbonifère supérieure- Jurassique) : Phase

rifting Karoo

Après une longue période d’activité plutonique (Cambrien moyen au Carbonifère), les

continents ont subi une forte contrainte qui a conduit à l’extension de la croûte panafricaine

(orogenèse et zones de cisaillement). Cette contrainte a formé un prolongement des bassins

dans une large zone.

De nombreux auteurs rapportent les séquences sédimentaires qui remplissaient ces

bassins à la succession complète du bassin de Karoo en Afrique du Sud (Hankel, 1994; Piqué

et al, 1999; Wopfner, 1994). En général, le terme Karoo s'applique aux dépôts du Gondwana

qui datent d'avant l'éclatement. Les bassins d'effondrement du Karoo sont principalement

formés le long de chaque côté du continent africain, où une rupture continentale a été localisée.

Deux phases distinctes de rifting peuvent être reconnues, l'une s’est produite dans le Permo-

Trias et l'autre au début du Jurassique. La phase initiale du rifting a échoué dans le Trias moyen.

Source : L'histoire de la Terre et de la vie

Figure 11. Tectonique phase I

IV.1.2. Tectonique Phase II (Jurassique- Crétacée inférieure) : Rupture et

la dérive (drifting) du continent

La rupture a été affectée à l’Oxfordien-Kimméridgien. Les sédiments du milieu du

Jurassique inférieur, qui sont postérieurs à la séquence sédimentaire Karoo ont été classés

comme une séquence de transition entre la partie du continent Karoo rifting et l’expansion

océanique. Montenat et al. (1996) a incorporé les modèles tectono-sédimentaires et la

corrélation des strates du Jurassique moyen du bassin de Morondava à la phase de progradation



océanique. Ils en ont conclu que les strates du Jurassique inférieur sous-jacentes appartiennent

au rifting Karoo.

L’expansion océanique pendant le Bajocien et la dérive des continents formaient une

marge continentale passive. La transgression marine suivant le Rift a formé une plate-forme

côtière le long de la marge du bassin. Le Bathonien de Madagascar se caractérise par des

successions de grès épais dans le Sud-ouest (Besairie et Collignon, 1972; Luger et al, 1994).

Pendant la Callovien, un événement transgressif général a donné lieu à un environnement de

bassin profond avec une faible profondeur temporaire pendant l’Oxfordien inférieur, comme en

témoignent les unités de grès (« grès Oxfordien ») qui apparaissent à plusieurs endroits dans le

bassin Sud de Morondava (Besairie et Collignon, 1972).


Figure 12. Tectonique phase II

IV.1.3. Tectonique Phase III (Crétacé inférieur) Séparation de l’Inde et de

Madagascar

L’extension dirigée de NE-SW dans le Crétacé Inferieur, a marqué la séparation de

Madagascar et de l’Inde et la troisième phase d'extension majeure cruciale influençant le

développement de Madagascar. L’effet principal de cette phase tectonique est l’inclinaison de

la partie Ouest de Madagascar causant ainsi le soulèvement et l’érosion dans l'Est, le dépôt

clastique et Slidespread dans chacun des bassins sédimentaires le long de la marge.

Dans la partie nord du bassin de Morondava, et d’Ambilobe et aussi le long de la côte

Est de Madagascar l’expansion débute au Turonien. Cela comprenait l’écoulement volcanique

extensif et l’emplacement des intrusions magmatiques complexes causant la localisation du

dôme magmatique. Le regroupement NW-SE de dyke a également été identifié dans le nord du

bassin de Morondava et de Majunga.




Figure 13. Tectonique phase III

IV.1.4. Tectonique Phase IV (Tertiaire inférieure à nos jours) : rifting de

l’Afrique de l’Est

A partir du temps de l’Eocène une nouvelle phase de la tectonique associée à l'extension

du Plaque somalienne et le développement du système de rift de l'Afrique de l'Est a causé

l'extension NE-SE et l’activité magmatique périodique dans le bassin de Morondava. En outre

l’activité Tertiaire Supérieure est exprimée en tant qu’écoulement extensive dans la zone

centrale du plateau de sous-sol (Volcanites d’Ankaratra) et dans le bassin d’Ambilobe.


Figure 14. Tectonique phase IV

Suite à la succession de ces évènements tectoniques, on a pu établir la carte actuelle des bassins

sédimentaire de Madagascar qui est représentée dans l’annexe 1.

IV.2. Stratigraphie du Bassin de Morondava [4]

Les travaux de Besairie et Collignon (1956), de Besairie (1960,1967) ont permis une

classification des formations sédimentaires. Les divisions ainsi établies comprennent de bas en

haut : la Sakoa (Permo-Carbonifère), la Sakamena (Permo-Trias), l'Isalo (Trias-Jurassique), le

Crétacé, le Tertiaire et le Quaternaire.



Les formations sédimentaires dans le bassin définissent ainsi deux séries

fondamentalement distinctes, aussi bien par leur mode de sédimentation que par leurs faciès: le

Karoo et le post- Karoo. Notre zone d’étude se trouve essentiellement dans le système Karoo

alors on va entamer cette partie

Le Karoo, essentiellement continental, va du Carbonifère supérieur au Lias. Il a été

défini dans le Sud du bassin de Morondava, où il est extrêmement développé et évalué entre

6000 et 7000m d'épaisseur [2]. Il est subdivisé en trois groupes caractéristiques :

- l'Isalo (Trias supérieur/Lias), au sommet ;

- la Sakamena (Permien supérieur/Trias inférieur), au milieu ;

- la Sakoa (Carbonifère supérieur/Permien inférieur), à la base.

Par ailleurs, le Karoo malagasy, bien étudié dans le bassin de Morondava montre des

variations importantes d'épaisseur lorsqu'on va du Nord vers le Sud. Enfin, on y rencontre

également de brèves incursions marines au Permo-Trias, qui se manifestent par des dépôts

calcaires notamment les calcaires de Vohitolia.

La carte géologique du bassin sédimentaire de Morondava est représentée dans l'ANNEXE 2.

IV.2.1. Le groupe de la Sakoa

A la base de la série sédimentaire, on trouve les divisions suivantes :

Schistes noirs et conglomérats (Tillites).

Les Schistes noirs et conglomérats forment la base du groupe et ont une épaisseur allant

jusqu'à 50 mètres. Les schistes renferment des empreintes de Schizoneura. Les conglomérats

sont d’origines glaciaires et tout à fait semblables à la tillite de Dwyka.

Couches à charbon.

Les couches à charbon, épaisses d'une centaine de mètres, sont constituées par des grès

avec de très importantes couches de houille et quelques schistes: elles ont fourni des Fougères

(Gangamopteris et Glossoptens).

Série rouge inférieure

La série rouge inférieure, épaisse de 600 mètres, renferme des grès verts à Feldspaths

rose et des argiles rouges à Bois silicifiés et, au sommet, des niveaux conglomératiques.



Les trois niveaux qui viennent d'être énumérés sont d'origine continentale : ils montrent

un profond changement des conditions climatiques. Après le climat glaciaire, prouvé par la

tillite, est venu le climat froid de la flore à Glossopteris qui permettait néanmoins le

développement d'une abondante végétation. Avec la série rouge inférieure, le climat devient

chaud, les couches d’argile rouge indiquant une insolation intense avec peu de pluie.

Calcaires marins de Vohitolia.

Le groupe de la Sakoa se termine par une invasion marine qui s'étendit sur toutes les

côtes nord et ouest de Madagascar. Dans le Nord se déposèrent des grès et des marnes à

Productus et Spirifer; (Ankitokazo) dans l'ouest des niveaux discontinus de calcaires

(Ankavandra; Beroroha) et dans le Sud-ouest un horizon à Productus et Spirifer connu sous le

nom de calcaires de Vohitolia. A cette époque, pour la première fois et d'une manière éphémère,

le Canal de Mozambique a commencé à fonctionner.

Le groupe de la Sakoa est entièrement représenté dans le Sud-Ouest. II est connu, mais

avec un développement moindre, dans la région de Malaimbandy.

IV.2.2. Le groupe de la Sakamena

Transgressif Et discordant sur le précédent, ce groupe, essentiellement schisteux,

s'allonge du Sud-ouest jusqu'au Cap Saint André. Il présente là, un facies continental mais

renferme quelques intercalations marines. On retrouve le groupe dans l'extrême Nord, avec un

faciès entièrement marin. Dans la zone intermédiaire le groupe dis parait sous la transgression

des étages supérieurs. Dans son facies continental, le groupe de la Sakamena présente les

divisions suivantes.

Schistes à Plantes avec conglomérat de base.

Les schistes à Plantes forment la base du Groupe. Des intercalations de calcaires marins

existent à ce niveau et sont parfois fossilifères

Schistes à Reptiles.

Les schistes à Reptiles ont fourni une faune de Curieux Amphibiens et Reptiles.

Schistes, Argiles, Grès.

La partie terminale ne renferme pas de fossiles.

L’épaisseur du groupe varie de 200 à 800 mètres.



IV.2.3. Le groupe de l'Isalo

Transgressif et discordant sur le précédent, le groupe de l’Isalo débute par un

conglomérat de base et s'étend sans interruption du Nord au Sud-ouest de l’Ile. Il est dans

l'ensemble, surtout continental, mais des horizons marins s'y développent à divers niveaux avec

des développements inégaux.

Le groupe de l'Isalo se divise en deux séries: Isalo I, Isalo II qui s'ordonnent ainsi dans

la série stratigraphique :

- Néo Lias moyen - Lias supérieur : Isalo II.

- Eo Trias supérieur - Lias moyen : Isalo I.

Isalo I

L'Isalo I d'épaisseur variant de 100 à 500 mètres, est formé de grès massifs, mais tendres,

mal cimentés, à stratification entrecroisée, sans fossiles. C'est au sommet de cette formation que

se trouvent les gros amas de grès bitumineux de la région de Morafenobe.

Isalo II

Dans la moitié sud de l'Ile, l'Isalo II présente un facies continental, avec des grès tendres

à stratification entrecroisée, alternant avec des argiles vertes ou rouges. L'épaisseur est

considérable et atteint près de 1.000 mètres. Les fossiles sont des Bois silicifiés parfois de très

grande taille (Araucarioxylon, Cedroxylon), des restes de Poissons (Ceratodus), de Reptiles

(Précrocodiliens).

IV.3. Tectonique du Bassin de Morondava [12]

L'analyse du schéma structural des bassins sédimentaires de l'Ouest Malagasy montre

l'importance de la tectonique cassante. La carte suivante montre les failles qui se trouvent en

surface dans la zone d’étude.



Source : OMNIS modifié

Figure 15: Carte représentative des failles en surface

Les principaux accidents ont une direction subméridienne et s'ordonnent

préférentiellement selon la direction des deux failles principales qui affectent le socle malagasy:

- la faille "côte-Est" orientée NNE-SSW ;

- la faille "Bongolava-Ranotsara" orientée NNW-SSE.

Dans le bassin de Morondava, les failles se situent, soit au contact du socle cristallin,

soit dans le bassin. Ce sont principalement:



- la faille orientale qui, dans la partie sud du bassin, met en contact les formations

inférieures du Karoo (à savoir la Sakoa et la Sakamena) avec le socle cristallin ; son équivalent

dans le Nord du bassin étant la faille de Bongolava ;

- la faille de l'Ilovo qui limite à l'Ouest, les affleurements de l'Isalo continental ;

- la faille de la Sikily qui coïncide avec la bordure ouest de l'affleurement du faciès mixte

de l'Isalo d'âge Aalénien ; son équivalent dans le Nord du bassin est la faille de Bemaraha ;

- la flexure de Befandriana et la faille de Tuléar, apparaissant plus à l'ouest affectent

surtout les dépôts mésozoïques et cénozoïques.

Ces accidents sont des failles normales à regard ouest et ont souvent des rejets

importants allant parfois jusqu'à 600 ou 1000 m [2].

Les coupes E-W situées dans le Sud du bassin de Morondava montrent :

- la juxtaposition de deux bassins distincts. Le premier, mis en place durant le Karoo,

est situé à l'Est et adossé au socle cristallin. Les différentes séquences sédimentaires qui le

composent, reflètent une tectonique Karoo polyphasée, où l'épaisseur totale de la série atteint

plus de 7000 m [2]. Il est limité à son extrémité Ouest par l'importante faille de l'Ilovo.

Le second bassin, plus récent, se développe vers l'Ouest, parallèlement au premier, en

présentant d'importantes failles normales. Les différentes couches montrent un pendage faible

vers l'Ouest.

Ces deux bassins ont été reconnus par plusieurs forages pétroliers dont aucun de ceux

qui sont implantés dans le second bassin n'a cependant atteint le substratum sédimentaire ; le

plus profond, situé près de la côte, est resté dans le Jurassique moyen à 4000 m de profondeur.

- le développement structural du bassin Karoo. On remarque, en premier lieu, la

présence d'importantes failles délimitant des zones de horsts et grabens.

Ensuite, lorsque l'on va vers l'Ouest, on constate la disparition du faciès de la Sakoa ; la

Sakamena moyenne reposant directement sur le socle cristallin.

D'une part, la réduction sensible de l'épaisseur des séries dans le bassin Karoo, d'autre

part, le fait qu'aucun forage n'ait atteint le substratum sédimentaire dans le bassin jurassico-

crétacé, sont autant de facteurs d'incertitude sur l' existence des sédiments d'âge Karoo sous les

formations méso-cénozoïques.

CHAPITRE 5 : DELIMITATION DE LA ZONE D’ETUDE [6] [13]



Notre zone d’étude fait partie du bassin de Morondava situé dans l’ancien bloc

SAKARAHA qui est localisé entre les latitudes 20°36' et 20°30' Sud et longitudes 44°15' et

45°33' Est, elle a une superficie environ 21500 km2. Administrativement, elle fait partie des

trois districts, à savoir Beroroha, Ankazoabo-Atsimo et Ihosy.

Source : Base de donnée OMNIS modifiée

Figure 16. Délimitation de la zone d’étude



V.1. Aperçu Géographique de la zone

La zone d’étude se trouve dans la région d’Atsimo Andrefana et est administrativement

rattachée au District de Sakaraha. La zone d’étude présente des richesses assez particulières par

la présence des deux parcs Nationaux d’Isalo et le Zombitse-Vohibasia avec ses zones sensibles

mais aussi des zones d’exploitation minière dont la répartition au sein du bloc est très aléatoire.

V.2. Contexte morphologie

Dans l’ensemble, la région étudiée est formée par le couloir Sakaménien, d’allongement Nord-

Sud constituant une vallée encastrée par le socle cristallin à l’Est et le massif de l’Isalo à l’Ouest.

Trois bandes distinctes peuvent être discernées à l’intérieur de celui-ci. D’Est en Ouest on a :

Le ressaut de la Sakamena inférieure constitué par des couches en gradins entaillés d’un

chevelu dense de ravins encaissés.

La vallée de la Sakamena moyenne formant une dépression, quelques escarpements y

donnent des « bad lands » classiques de terrains argileux. Tout relief y est dû à la

présence de grès. Les argiles sont souvent couvertes d’une forêt d’épineux dont les

contours correspondent en général aux contacts avec la Sakamena inférieure et la

Sakamena supérieure.

Le plateau de la Sakamena supérieure limité dans sa partie orientale par un escarpement

formant une cuesta et surplombant les deux autres.

Rapport de mission géologique 1983 oxyomnis

V.3. Contexte hydrographique

Le Mangoky est le fleuve principal de la région. Le fleuve naît dans les hautes terres

centrales de Madagascar (centre sud de l'île), de la confluence des rivières tributaires Matsiatra

(410 km) et Mananantanana (350 km) qui naissent sur les pentes du massif Tsitondroina (2019

m), 40 km environ au sud de la ville de Fianarantsoa (région Haute Matsiatra).

Longueur : 564 km environ.

Bassin versant : 50 000 km² environ.

Débit moyen annuel : 13 m3.s-1



Principales régions traversées : Atsimo-Andrefana (Sud-Ouest) et Anosy (deux des

vingt-deux régions de Madagascar).

Principales communes traversées : Beroroha, Ankiliabo (à 6 km env.), Ambahikili.

Principaux affluents :

- Rive gauche >Zomandao (283 km), Ihosy (304 km), Menamaty, Isahena (Malio),

Sakamavaka, Sikily;

- Rive droite>Mahasoa, Mahaikely, Makay, Morarano, Bemarivo (140 km), Soamarebe,

Manadranto, Sakalava.

Il se jette, par un delta de 50 km de côtes, et le canal du Mozambique, au nord de la ville

de Morombe, dans l'Océan Indien. Le Mangoky présente un débit notable ainsi que la Malio.

Tandis que la Menamaty a un cours permanent en aval au Nord du village Marandra. Tous ses

affluents secondaires sont à cours temporaire. Ils coulent, en moyenne, dans le sens du Sud-

Nord.

V.4. Voie d’accès

La zone d’étude est traversée par la route nationale 7 (RN7) reliant Antananarivo et

Toliara. A l’intérieur de la zone d’étude, ce sont les pistes qui permettent la liaison entre les

communes et elles sont praticables pour une période assez longue (7 à 9 mois) dans l’année.

Une piste venant de Malaimbandy pour Mandronarivo permet de desservir la région au

Nord Mangoky.

La partie Sud Mangoky est d’un accès facile du fait de l’existence d’une route non

bituminée reliant Sakaraha à Beroroha. Les lignes sismiques favorisent aussi l’accès des zones

auparavant impraticables.

V.5. Contexte Climatique

V.5.1. Température

Les températures moyennes annuelles enregistrées sont : maximale 32°C, minimale

11°C et la température moyenne est de 23°C. La température maximale est observée au mois

de décembre à mars. On constate que les mois les plus chauds correspondent aux mois les plus

pluvieux, le mois froid au mois de Juillet.



Tableau 1. Variation de température moyenne annuelle sur le plan spatio-temporel entre

1996 et 2006

STATION ALTITUDE

(m)

Température moyenne Mois le plus

chaud

Mois le plus

froid

Ankazoabo 428 25°1 Janvier Juillet

Beroroha 180 27°1 Janvier Juin-Juillet

Sakaraha 460 24°0 Janvier Juillet

Source: Biogeography and Ecology in Madagascar

V.5.2. Pluviométrie

La pluviométrie annuelle est très faible irrégulière et assez mal répartie dans l’espace.

Elle devient un facteur limitant des activités agricoles car la saison de pluie se concentre entre

le mois de novembre et le mois de mars, tandis que la période sèche s’étale sur 07 mois (de

mois d’avril au mois d’octobre).

Tableau 2. Répartition mensuelle de pluviométrie (moyennes prises entre 2004 et 2008)

Stations Ankazoabo Sakaraha

Longitude 44.5333 44.833

Latitude 22.3012 23.022

Janvier 297,05 174,66

Février 253,35 140,10

Mars 34,80 72,32

Avril 122,10 48,74

Mai 0,80 10,26

Juin 0,00 0,56

Juillet 0,00 11,64

Août 0,00 0,16

Septembre 0,00 6,66

Octobre 0,00 27,40

Novembre 30,90 38,48

Décembre 112,75 162,64

Total 851,75 6693,62

Source: Biogeography and Ecology in Madagascar

CHAPITRE 6 : TRAVAUX ANTÉRIEURS EFFECTUÉS SUR LA ZONE D’ÉTUDE


CHAPITRE 6 : TRAVAUX ANTÉRIEURS EFFECTUÉS SUR LA ZONE

D’ÉTUDE

Ce chapitre va se consacrer à la synthèse des différents travaux, tels que la prospection

géologique, la prospection géophysique et le forage d’exploration, effectués dans la zone

d’étude. Il est important de noter que deux compagnies, telles que la SPM et l’Occidental of

Madagascar, ont déjà effectué des différents travaux de recherche pétrolière sur cette partie du

bassin du Sud Morondava.

VI.1. Prospection géologique [4] [6]

VI.1.1. Objectif

La carte géologique de la zone d'étude est représentée par la figure suivante:

Source : Base de données OMNIS modifiée

Figure 17. Carte Géologique de la zone d’étude



Sur la bordure Sud du Bassin sédimentaire Malagasy, il ressort, d'une part, que la

Sakamena pouvait présenter un intérêt pétrolier pour des raisons tant stratigraphiques que

tectoniques, et d'autre part, la tectonique faillée de la bordure du socle cristallin permettait

d'augurer favorablement la présence de structure de type faillé monoclinal. L’étude géologique

de reconnaissance effectuée sur notre zone d’étude a eu lieu du 08 au 27 Mai 1983.

Aussi on a fixé comme objectifs :

- la recherche d'indice de bitume ou d'huile dans la Sakamena moyenne le long de la

vallée Menamaty,

- la recherche de lignites à la base de l'Isalo II appuyée par quelques descriptions

d'affleurement,

- la reconnaissance des formations présentes de la Sakoa dans le Nord du Permis et des

formations de la Sakamena inférieure,

- la levée structurale de la région Sud Mangoky, secteur de Vohibasia, d'Anaviavy et

d'Iloto.

VI.1.2. Interprétations

Stratigraphie

Le secteur étudié fait partie intégrante du Karoo, les divisions reconnues sont : Sakoa,

Sakamena et Isalo.

VI.1.2.1.1. Sakoa

La Sakoa a été rencontrée le long de la rivière Bemelo et dans la rivière Menamaty, près

du village Marandra. La Sakoa repose en discordance sur le socle dans cette région,

contrairement à ce que disent les anciens auteurs. Elle est constituée par des grès

conglomératiques, des grès fins à grossiers, et par des tillites, le tout de couleur verdâtre à

noirâtre.

a. Limite :

Inférieure : Contact avec le socle métamorphique.

Supérieure : base de la série des « couches à charbon »



b. Epaisseur :

Une série épaisse de 200 m remaniée à sa partie supérieure par la base de la « série rouge »

discordante.

Lithologie: Menamaty près du Village Marandra

Entre les points X= 447 925 Y= 298 285 et X= 447 600 Y= 296900

On a, de bas en haut:

1- Socle,

2- Conglomérats de base très consolidés ressemblant à des roches du socle,

3- Tillite noirâtre,

4- Alternance serrée de petits bancs de grès fins et de schistes très plissés se redressant sur la

Tillite inférieure,

5- Tillite à ciment argileux de couleur noirâtre,

6- Grès conglomératiques verdâtres avec quelques galets de calcaire.

c. Variation de faciès

Il est intéressant de noter que le faciès des « schistes, grès et tillites » se trouve dans le

bassin sur une distance minimum de 200 km, alors que des ouvrages récents (Bésairie 1957

(24)) limitaient ce faciès à la région de l’Onilahy et Sud Onilahy, bien que Spengler en 1950

(10) ait déjà signalé l’existence de tillites, bien au Nord de l’Onilahy

VI.1.2.1.2. Sakamena

La Sakamena est subdivisée en trois parties : Sakamena inférieure, Sakamena moyenne,

Sakamena supérieure.

a. Sakamena inférieure

a.1.Limite :

Inférieure : apparition d’un conglomérat à la base d’une formation très souvent

discordante sur la Sakoa.

Région de Vohitolia : Près de l’Ambohitsitoriana, le conglomérat peu important apparaît

après un premier mètre de pélites.



Supérieure : Dans l’ensemble du bassin, le changement de sédimentation entre

Sakamena inférieure et Sakamena moyenne a dû être chronologique, car il correspond à un

phénomène de paléogéographique d’ensemble. On passe toujours brusquement de la

sédimentation finale de la Sakamena inférieure (grès fins à débris charbonneux) à des argiles

épaisses qui peuvent, d’ailleurs, être encore finement pélitiques.

Le changement de sédimentation est cependant suffisamment net pour qu’il n’y ait pas d’erreur

sur le terrain.

a.2.Epaisseur :

L’épaisseur de la Sakamena inférieure est de 550 m dans la région de

l’Ambohitsitoriana. Les formations décrites se trouvent près du village d’Antanamary dans la

région Nord Mangoky entre les points de coordonnées rectangulaires.

X= 537 375 Y= 310 280 et X= 537 450 Y= 308 500

La Sakamena inférieure repose directement sur le socle. Elle y est constituée, à sa base,

par des conglomérats à galets noirs bien roulés, cimentés par des microconglomérats noirs.

Une lentille de grès moyens à grossiers jaunes parfois rougeâtres, très poreux repose

entre la base et des grès fins jaunes où sont interstratifiés des silts gris rendant les grès très durs

et favorisant l'aspect schisteux des grès.

Une alternance de grès silteux très fins en plaquettes de schistes pélitiques et des grès

grossiers succède à ces grès fins jaunes sur une hauteur de 80 m environs.

Des argiles gréseuses grises à brunâtres et des grès beaucoup plus micacés terminent la

Sakamena Inférieure.

a.3.Variation de faciès

Il est très difficile de suivre, sur de grandes distances, des subdivisions qui n’ont souvent

qu’une valeur locale ; cependant, là où les grès et conglomérats de base existent, ils peuvent

être nettement différenciés du reste de la Sakamena I. ces grès et conglomérats forment en effet

un ensemble massif. Au-dessus de ces grès et conglomérats, la sédimentation est très différente

sachant que l’ensemble de la série est épais ou mince.



b. Sakamena moyenne

La Sakamena moyenne est formée par des argiles grises jaunâtres renfermant des

nodules de calcaires et rarement de gypse. Des bancs de grès psammétique se débitant en dalles

peuvent être rencontrés dans les argiles.

b.1. Limites

Inférieure: Elle a déjà été définie comme étant très vraisemblablement chronologique

dans l'ensemble du bassin, la Sakamena moyenne débutant, d'une façon très générale par des

schistes argileux souvent épais de couleur grise, ces schistes étant encore un peu pélitiques au

début. Ce changement de faciès par rapport à la Sakamena inférieure correspond à un

phénomène paléogéographique ayant une valeur pour l'ensemble du bassin.

Supérieure : Cette limite se situe entre deux formations dont les changements de faciès

sont variés pour l'ensemble du bassin. La série supérieure Sakamena présente des variations de

faciès très rapides du Sud au Nord mais garde cependant des caractéristiques lithologiques qui

permettent d'assurer d'assez bonnes corrélations. La série inférieure, Sakamena moyenne,

présente aussi des variations de facies mais beaucoup plus progressives du Sud au Nord.

b.2. Epaisseur

L'épaisseur demeure assez constante dans l'ensemble du bassin pour la zone

d'affleurements. 300 m au Sud de Mangoky.

c. Sakamena supérieure

La Sakamena supérieure débute toujours par un ressaut au-dessus des argiles à nodules

de la Sakamena moyenne. Elle se compose d’une alternance de bancs gréseux fins à moyens

argileux, de grès à ciment calcaire argileux, de petite micacée d’argiles rouges ou vertes

sableuses et au sommet, de grès fins à moyens blancs ou jaunes poreux.

c.1. Epaisseurs

Les variations d’épaisseurs sont de 250 à 600m et c’est une des caractéristiques qui

permet de le rattacher à la sédimentation Isalienne à cause des variations très brusques et le

changement des faciès. Du Sud au Nord : 500m au Sud Onilahy, 100 m au Sud Mangoky et

520 m au sondage d’Ambalabe.



c.2. Lithologie

Elle se compose d’argiles, de grès et de pélites.

Argiles : de couleur rouge ou verte, souvent gréseuses ; elles peuvent exister en niveaux très

épais (plusieurs dizaines de mètres) dans les coupes épaisses.

Les grès : dans les coupes épaisses, on trouve diverses variétés de grès. Au sud du bassin, on

trouve, intercalés dans les argiles, de petits bancs de grès jaunâtres avec miches de grès

calcaires.

Pélites : on trouve des pélites blanches en petits bancs indurés qui peuvent contenir des débris

végétaux.

VI.1.2.1.3. Les groupes de l'Isalo

a. Isalo I

a.1.Epaisseurs

De même pour la Sakamena supérieure, les variations d’épaisseur sont très importantes

et rapides.

Il va de 1300 m au sondage à Lambosina près du haut Fiherenana et de 420 m à

Beroroha, avec fréquentes intercalations argileuses dans les grès.

a.2.Lithologie

L’Isalo I peut avoir de très grandes épaisseurs dans le Sud du bassin, il s’y montre sous

un faciès soit entièrement gréseux soit avec une alternance de grès et d’argiles.

b. ISALO II

Les terrains de l'Isalo II sont facilement reconnaissables si on peut y trouver des argiles

lie de vin et verte. On peut aussi mentionner l'existence des galets arrondis quartz ou quartzites.

Lithologies

Affleurement de l'Isalo II près du village de Bereketa le long de la rivière Malio du point X=

397 200 Y= 266 700 au point X= 397 500 Y= 266 900 de bas en haut.

- Grès grossiers blancs : 5 m

- Argile lie de vin et verre : 2.5 m



- Galets polygéniques avec quelques passages de grains millimétriques : 5 m

- Grès grossiers très hétérogènes à stratification entrecroisée avec des grains noirs.

Affleurement de l'Isalo II dans la rivière Sakafia affluent de la Malio de bas en haut :

- Grès grossiers jaunes à ciment feldspathique avec des nodules de grès : 5 m

- 5 cm de banc dur de grès

- Grès grossiers à stratifications entrecroisées devenant plus fins vers le sommet et

renfermant des nodules ferriques.

Tectonique

La levée structurale a été faite sur la partie Nord-est du Permis dans le secteur Iloto

Anaviavy entre les points X= 440 à 500 et Y= 280 à 300.

Les affleurements de la Sakamena Supérieure sont peu recouverts par la carapace

sableuse et les alluvions. Les tracés de failles sont facilement visibles sur ces terrains.

Le style tectonique de la région est un monoclinal faillé pouvant être provoqué par le jeu

incessant des grandes fractures. Les faisceaux de failles rencontrées ont une direction générale

N 10° à 35 °E. Ce sont les failles satellites de la faille de Vohibasia.

Des failles de direction générale N34°E peuvent être rencontrées dans la partie Sud de

la levée, ces failles donnent le horst de Bemelo.

Recherche d'indice

VI.1.2.3.1. Argile à nodule

Dans le lit de la Menamaty, en son cours inférieur près du village de Sakafotsy, les

argiles de la Sakamena moyenne renferment des nodules calcaires enrobés d'une enveloppe de

calcite et pourvus d'un noyau marno-calcaire à structure de Septaria.

Du bitume pâteux se trouve fréquemment en petites inclusions, soit dans la calcite de

l'enveloppe, soit dans celle qui remplit les fissures radiales du noyau.

La taille des nodules varie de 10 à 50 cm de diamètre. Ils sont en forme de miches

aplaties et l'érosion des argiles les fassent apparaître en relief.

Les argiles englobant les nodules sont franches avec quelques niveaux calcaires à débit

aciculaire, intercalées de petits lits de grès de quelques centimètres.



Les bitumes n'apparaissent pas en amas importants mais diffus dans la calcite

exceptionnellement en petits géodes de la grosseur d'une tête d'épingle.

C'est un indice d'affleurement. Spengler a émis l'hypothèse de lessivage d'un gisement

(rôle joué par les eaux interstitielles dans le transport de calcite)

VI.1.2.3.2. Lignite

La recherche de lignite à la base de l'Isalo II a été vaine.

VI.1.2.3.3. Réservoir

Les grès sont abondants à tous les niveaux. Les grès très fins de la Sakamena inférieure

ne semblent pas être un bon réservoir. La Sakamena supérieure a des grès poreux très

intéressants.

VI.1.3. Conclusion

Les affleurements de la Sakoa mesurés sur terrain ne sont pas complets. Seule la série

rouge a pu être mise en évidence. La Sakamena Inférieure est en grande partie, formée par des

grès fins. L'espoir d'y trouver de bons réservoirs se révèle très minime.

La recherche d'indice de bitume s'est avérée positive mais les nodules ne peuvent être

récoltés qu'en un seul endroit dans le lit de la Menamaty, près du village de Sakafotsy.

Les lignites à la base de l'Isalo II n'ont pas été trouvés, et les affleurements décrits ne

peuvent constituer un log type.

Pour la levée structurale, les directions ont pu être mesurées et peuvent aider les géophysiciens

pour la corrélation des failles quant au rejet des chiffres, il ne peut pas être avancé.

VI.2. Prospection géophysique [7] [9] [15]

Les prospections géophysiques réalisées dans notre zone d’étude sont : les travaux

sismiques, les sondages électriques et la prospection gravimétrique et magnétique.

VI.2.1. Travaux sismiques

Méthodes sismiques à Madagascar

Les études sismiques réflexion ont commencé à Madagascar dès 1950 et leur but était

de détailler les indications telluriques. Ce n'est qu'à partir de 1955 que furent effectués de grands

profils transversaux destinés à fournir une meilleure connaissance du bassin.



L'intérêt de la méthode sismique réflexion provient de ce qu'elle donne des

renseignements ponctuels. Elle n'est pas affectée par les terrains situés au voisinage ou par ceux,

situés au-dessous du niveau considéré.

L'existence de réflexions sur un enregistrement implique :

- la présence en profondeur de niveaux réfléchissant

- l'arrivée aux énergies parasites (bruit)

Ceci explique les difficultés de la sismique réflexion à Madagascar car certaines zones

semblent assez pauvres en niveaux réfléchissant: Isalo, bassin côtier. Les niveaux réfléchissants

peu marqués ne donnent pas de miroirs continus. L'Isalo, les calcaires du Jurassique moyen, les

grés crétacés sont générateurs de beaucoup de parasites.

De plus, la tectonique de Madagascar est une tectonique cassante où les failles sont

nombreuses et où les zones intéressantes sont surtout des horsts. Or, un des inconvénients de la

sismique réflexion est de ne pas toujours déceler les failles ou, si elle les décèle, de ne pas

pouvoir chiffrer leur rejet et même le sens de leur rejet, faute de niveau réfléchissant

caractéristique. Le tracé d'un horizon fantôme est alors très aléatoire et les points hauts

n'apparaissent pas.

Objectif des travaux Antérieurs sismiques

L’objectif de la campagne sismique effectuée, c’est de définir les structures souterraines

ainsi que les caractéristiques favorables au réservoir.

Les problèmes posés à la sismique étaient de divers ordres :

- Etudier la mise en œuvre de la méthode en fonction des conditions locales et apprécier

la qualité des résultats obtenus ;

- Comparer les résultats fournis par tellurique et sismique pour contrôler qualitativement

l’interprétation de la carte tellurique et établir des programmes cohérents en tenant

compte des possibilités des deux méthodes ;

À l’aide d’un géo source vibroseis équipage de 1620 km principalement 24 plis CDP,

des données sismiques ont été acquises avec un intervalle de groupe de 50 m. La qualité des

données varie entre pauvres à excellentes. Les mauvaises données ont été largement aperçues

dans la partie Sud-est du bloc.



Résultats

Devant la faiblesse des rendements, la priorité a été donnée aux études d’implantations.

Les profils d’ensemble sont donc restés inachevés, quelques profils isolés de contrôle,

cependant, exécutés sur des structures dans des terrains différents ; deux études d’implantation

ont été faites sur l’anomalie de Bezaha et le « nose » de Saloanivo.

De bonnes réflexions ont été obtenues dans les conditions de terrain le plus diverses

pour certaines régions. D’autres régions, par contre, n’ont donné aucun résultat. Mais le

pourcentage des zones favorables est très supérieur à celui de zones défavorables, et la méthode

est techniquement utilisable à Madagascar.

Les réflexions obtenues s’étalent entre 0 à 2200 millisecondes, mais la présence de

discordances situées à 900, 1000,1200 millisecondes suivant les régions, permet de considérer

comme prévenant du socle lui-même ou résultant de réflexions multiples, celles qui proviennent

de profondeurs supérieures aux profondeurs correspondantes à ces temps.

Toutefois, nous ne possédons que des indications médiocres sur les vitesses et il est

impossible de tenter une interprétation générale d’études dispersées qui ne seront rattachées les

unes aux autres, au moins dans la région de l’Onilahy, qu’en 1951.

VI.2.2. Gravimétrie et magnétique

Les objectifs de ce projet étaient de produire une carte de prospection magnétique, une

carte d’anomalies de Bouguer filtrée et une carte des caractéristiques structurelles de la zone

Sakamena de Madagascar. Ces cartes peuvent être utilisées conjointement avec les données

sismiques afin de produire une meilleure interprétation structurale pour la région. La

localisation de la zone Sakaraha est représentée sur la figure 1.

En outre, six interprétations sismiques ont été modélisées en avant afin de déterminer si

l'horizon le plus profond était conforme avec sous-sol magnétique.

Données:

Les données utilisées dans cette étude étaient les suivantes:

- Carte d’anomalies de Bouguer SPM Gravity 1956, la Compagnie Générale de

Géophysique

- Carte d’intensité totale du champ magnétique, Aero Service Co 1982



- Interprétation stratigraphique, zone Sakaraha, Chasse Géologie et Géophysique Ltd

1983

- Les lignes sismiques

- Toutes les données fournies par Occidental Exploration et Production Co.

Résultats et observations

La carte de gravité de Bouguer filtrée, représentée par la figure suivante, et la carte

polaire des données magnétiques réduites filtrée ont été interprétées simultanément pour

produire la carte structurale de caractéristiques.

Une faille de tendance nord-sud et à forte composante de mouvement de décrochement

domine dans la zone d’étude. Une tendance secondaire est observée du nord-nord-est au sud-

sud-ouest. Cette tendance montre un mouvement plus vertical qu’horizontal. Ces deux

tendances semblent changer de sens de temps à autre, si elles sont suivies pour toute distance.

Une troisième tendance majeure est considérée le long du côté de la zone Sakaraha, le système

de faille plus ou moins arquée nord-sud est associé au Massif ruiniforme de l'Isalo.

VI.2.3. Résultats de la prospection géophysique

Les travaux géophysiques nous ont amenés à la conclusion que les zones les plus

favorables semblaient être les plus éloignées des rivages et, en second lieu, on a identifié des

compartiments abaissés et des compartiments élevés, les premiers pourraient ainsi présenter les

meilleures garanties. Ils ont également abouti, conformément aux prévisions, à la définition de

la structure d’Ambohitsitoriana.

Les études sismiques réflexion ont couvert diverses zones d’anomalies au cours des

précédentes années et elles ont, dans l’ensemble rencontré des difficultés variées.

- en bordure du socle : réflexion multiple ou réflexion dans le socle

- dans l’Isalo, niveau hydrostatique très bas, réflexion rare, incohérente.

VI.3. Travaux de forage [8] [14]

Auparavant, notre zone d'étude, incluse dans le bloc Sakaraha, a été explorée par la

Société des Pétroles de Madagascar (SPM dans les années 1950 et début 1960 à travers des

études géologiques sur terrain, de l'aéromagnétique, de la prospection gravimétrique et des

simples prospections sismiques. La SPM a foré Ambalabe-1 et Vohibasia-1a été foré par la

société Occidental of Madagascar.



VI.3.1. Ambalabe-1

Les renseignements du puits d’Ambalabe-1 sont présentés comme suit:

Tableau 3. Renseignements sur le puits Ambalabe-1

Données Caractéristiques

Coordonnées

(km)

X= 463.100

Y= 277.300

Z= 366.400

Objectif Essayer les possibilités pétrolifères de la structure d’Ambalabe. Dans ce but, il a

été implanté au top sismique de la structure.

Lithologie et

Stratigraphie

0 – 156 m : Grès grossiers plus ou moins consolidés

156 – 348 m : Argiles avec quelques passées sableuses

348 – 975 m : Alternance de grés et d’argile

975 - 1205 m : Grés fins à moyen consolidés

1205 – 1725 m : Alternance de grés et d’argile

1725 – 1844 m : Schiste argileux

1844 – 2010 m : Alternance Schiste argileux,

et depelitiques et de grès compact

2010 - 2180.90 m : Formation pelitiques

Résultat Isalo I : traces de bitume noir très pâteux observée à 621 m dans la carotte et à 114

m dans les déblaie de forage. Ce bitume ce situe dans une zone à granulométrie

plus grossière et possédant un ciment kaolinique assez abondant. Il, très oxydé et

n’a qu’une fluorescence minime et a été décelé par examen microscopique de la

roche.

sakamena supérieure : indices d’huile.

Sakamena inférieure : indices d’hydrocarbures gazeux. Des bulles de gaz

combustible s’échappaient de quelques carottes lors de leur récupération. Les

formations étant pratiquement imperméables si ce n’est une perméabilité de

fissure et la pression de couche étant sans doute, faible.

SAKAMENA INF

SAKAMENA SUP

ISALO II

ISALO I




Conclusion Le forage AB-1 n’a pas atteint son objectif. Par contre ce puits apporte un élément

nouveau sur la mise en évidence d’indice d’hydrocarbure dans la sakamena

Supérieure qui s’accompagne de fermeture.

VI.3.2. Vohibasia-1

Les renseignements sur le puits Vohibasia-1 sont représentés par le tableau suivant :

Tableau 4. Renseignements sur le puits Vohibasia-1


Coordonnées

(km)

Y= 480,297

X= 285,695

Profondeur

finale

9444' ou 2878,531 m

Objectif Vérification des études géologiques de surface :

Une bonne structure d'anticlinal a existé à Vohibasia ouest avec par faille allant

de la Sakamena supérieure au socle. cette structure s'étalerait sur une superficie

d’environ 7200 ha à partir du sommet de la Sakamena inferieure et contiendrait

un milliard (1) de barils d'huile si la faille de fermeture serait assez étanche. Ce

serait le seul risque de cette structure. parmi les structures décelées dans le

permis, c'est la meilleure que l'on puisse dire après la structure d’Ambanasa.

Lithologie et

Stratigraphie

Sakamenasuperieure : grès avec quelques intercalations fines d’argile.

Sakamena moyenne : formation à prédominance argileuse.

Sakamena inferieure : grès avec quelques intercalations argileuses.

Sakoa : si elle existe, grès avec fines intercalations argileuses et la base, par de

Tillite qui repose directement sur le socle.

Résultat Existence d'huile résiduelle qui indiquerait le passage d’une quantité d'huile

primaire, qui a migré sous l’effet des tassements des sédimentés soit par

l’intermédiaire de la faille qui n'était pas encore étanche à l'époque de

génération, soit avant le dépôt de la roche couverture.




Réservoir de mauvaise qualité qui est due aux effets destructifs des silicates qui

ont bouché les pores. L'huile générée a migré avant la destruction des

réservoirs.

On a découvert du Gaz lors du forage mais le puits a été bouchonné et

abandonné comme étant sec.

VI.4. Conclusion

À la suite de cette étude, plusieurs contributions ont été apportées à l'exploration dans

la région de Sakaraha. Les tendances de failles régionales ont été définies, cela devrait aider la

mise en place des futurs travaux sismiques dans la région. En outre, la présence d'un grand

bassin a été confirmée dans la partie centrale Est de la zone d'étude.

L’étude gravimétrie n’a pas été assez poussée à l’Est pour qu’on puisse en tirer une

interprétation générale.

Un fait apparait cependant sur la carte d’ensemble de l’anomalie de Bouguer, le fort

gradient qui, depuis le Sud de Ranohira, indiquant la présence d’un accident majeur sur la

bordure, s’amortit ici et les valeurs s’infléchissent vers l’Est où elles semblent amorcer une

zone de basses valeurs sur la région d’Iloto.

PARTIE III : EVALUATION DU RESERVOIR DU BASSIN SUD

MORONDAVA

CHAPITRE 7 : INTERPRÉTATION DES DONNÉES



Les données sismiques acquises dans la zone d’études seront alors interprétées dans ce

chapitre afin de trouver les systèmes pétroliers existants dans la zone. Le principe de

l’interprétation ainsi que les logiciels utilisés seront d’abord présentés en premier lieu.

VII.1. Présentations des données sismiques

Les données sismiques utilisées dans ce mémoire sont des données sous forme de

profils. Ils sont acquis par la compagnie Occidental of Madagascar. Deux campagnes sismiques

ont été réalisés afin d’étudier le sous-sol de la zone d’étude. Le premier est effectué en 1982 et

le second en 1984.

Dans ce travail, nous avons deux sections sismiques à interpréter dont l’une est

transversale (Profil 1) et l’autre longitudinale (Profil 2), afin de déterminer les potentiels du

sous-sol dans notre zone d’étude.

A l’aide de ces profils sismiques, on essaiera d’examiner quelques informations

caractéristiques du sous-sol.

La figure ci-après illustre ces deux profils :




Figure 18. Carte des lignes sismiques



VII.2. Méthodes d’interprétation des sections sismiques

VII.2.1. Etapes d’interprétation des sections sismiques images

Les sections sismiques images sont interprétées en suivant les réflecteurs

correspondants au toit supérieur des sédiments et au toit du socle. Pour cela, une visualisation

de la section préalable doit être faite. Le travail consiste ainsi, d’analyser :

a- le type de terminaisons de réflecteurs. Une séquence sismique est déterminée grâce à

la géométrie des terminaisons des réflexions, interprétées comme les terminaisons latérales de

strates. Ces terminaisons peuvent être de différentes natures et sont classées en concordances

(conformity) et discordances (unconformity) aux limites d’une séquence. On distingue :

les limites de base de séquence qui peuvent être en biseaux d’aggradation (onlap),

biseaux de progradation (downlap) ou des surfaces conformes et ;

Figure 19. Relation géométrique à la base

les toits qui correspondent soit à des biseaux sommitaux (toplap), soit à une érosion

(troncatures d’érosion) impliquant un hiatus sédimentaire, soit à une surface

conforme.

b- le faciès définis par la configuration des réflexions et la forme externe des unités. Les

unités de faciès sismique sont des unités sismiques tridimensionnelles composées de

groupes de réflexions dont les paramètres diffèrent de ceux des unités adjacentes. Selon

Walker, 1992, les paramètres descriptifs d’un enregistrement sismique sont :

Figure 20. Relation géométrique au toit



– l’amplitude, la fréquence et la configuration du signal sismique ;

– la continuité du signal sismique ;

– la forme externe d’un paquet sismique qui correspond à un corps sédimentaire et ;

– la distribution latérale des corps sédimentaire.

Délimitation des sections

La délimitation est une opération qui vise, généralement sur la section 2D, à pointer

manuellement un objet d’intérêt à l’aide de la souris. L’objet sismique le plus simple à picker

est le réflecteur.

Il correspond à des fragments d’une ou plusieurs interfaces sédimentaires. Il n’est pas possible

d’établir une correspondance directe et automatique entre réflecteur et , mais cela dépend de la

décision de l’interprétateur.

C’est donc une opération d’interprétation qui ne saurait se résumer à une simple lecture

de l’image sismique mais qui nécessite au contraire un raisonnement basé sur l’image et sur

une connaissance profonde de la géologie de la zone d’étude.

Donc, on ne pointe jamais l’ensemble des réflecteurs composant une image sismique mais

simplement les réflecteurs, qui représentent des interfaces sédimentaires clefs, pour élaborer un

modèle structural.

Analyse et interprétation des sections sismiques

Comme on a avancé plus haut, l’analyse de faciès sismique est basée, d’une part, sur la

détermination de la configuration des réflecteurs ou relations géométriques, elle est liée au

contraste d’impédance acoustique (vitesse) à l’interface de différentes unités lithologiques,

d’autre part, sur la détermination de la continuité des réflecteurs, leurs amplitudes et leur

fréquence sont en fonction de la continuité des unités lithologiques qui est, le plus souvent,

déterminée par les processus sédimentaires. Ceci implique une connaissance des processus

sédimentaires dans les différents environnements de dépôt. La détermination de configuration

des séquences stratigraphiques est résumée dans l’organigramme de l’Annexe 3.

Ainsi, le log stratigraphique et les données de la géologie de surface disponible nous ont

permis de faire le calage des données sismiques. Les renseignements fournis par le log

stratigraphique nous ont autorisés de localiser les horizons ou les réflecteurs dans la section. La

délimitation de ces horizons est validée par les données géologiques de surface grâce à son

affleurement. On a quand même une légère difficulté sur l’identification des réflecteurs à cause

de la qualité des sections sismiques moins bonne.



VII.2.2. Logiciels d’interprétation

ARCGIS

Le logiciel ArcGis est un ensemble de logiciels d'information géographique (ou logiciel

SIG), développé par la société Américaine ESRI (Environmental Systems Research Institute,

inc.). Il permet ainsi de géo-référencer des données mises à disposition à partir de différents

serveurs de données. Cela permet de mettre en place un réseau de serveurs cartographiques à

partir desquels, des clients peuvent construire des cartes interactives à l’aide des composants,

mises à disposition par le logiciel qui sont : Arccatalog, Arcmap et Arctoolbox.

KINGDOM, IHS

Le logiciel Kingdom Suite développé par Seismic Micro Technology est un outil puissant

d’interprétation sismique et pétrophysique (puits) généralement utilisé dans l’industrie

pétrolière. Il peut gérer un important volume de données et permet leur interprétation

numérique. Il devient alors possible de produire rapidement des cartes à l’aide de différents

algorithmes d’interpolation.

Ce logiciel permet de représenter et d’organiser des géo-données et permet ainsi, d’importer

des données sismiques afin de les interpréter.

Figure 21. Interface du logiciel Kingdom



VII.3. Interprétations des données sismiques

L’interprétation des données sera axée sur l’interprétation en 2D et en 3D.

VII.3.1. Interprétation en 2D

Le but de l'interprétation est concentré en majorité sur la connaissance de l'âge des

formations. Mais, quelques caractéristiques des couches géologiques peuvent y être aussi mises

en évidence.

Profil 1 (transversale)

La coupe simplifiée du premier profil sera représenté par la figure suivante :

Figure 22. Cross section du profil 1

VII.3.1.1.1. Interprétation stratigraphique

Après la délimitation de chaque horizon trouvé dans le profil, six (6) méga-séquences,

de bas en haut, ont été mises en évidences dont quatre (4) mégas séquences indiquent les

formations géologiques qui se trouvent dans la zone d’étude et deux (2) autres qui indiquent les

réservoirs possibles trouvés dans le profil.



Première méga-séquence

Cette première méga-séquence est limitée par l’horizon gris au-dessus.

Des réflecteurs discontinus et discordants caractérisent cette première méga-séquence.

La configuration est chaotique dans cette zone. Ceci est montré par la figure suivante :


Figure 23. Réflecteurs du socle

On sait que les coulées de magma en profondeur sont caractérisées par une formation

chaotique et qui constitue le socle, on remarque une forte remontée dans la partie Est du profil.

Deuxième méga-séquence.

Cette deuxième méga-séquence, montrée par la figure ci-après, est limitée par les

horizons gris et rouge.


Figure 24. Réflecteurs de la Sakoa

Cette méga séquence présente une configuration épaisse et discordante par rapport au

socle.

Des changements de facies et des variations d’amplitudes sont observés le long de la

formation d’Est en Ouest. Il s’agit d’un faible apport de sédiments probablement du groupe



Karoo; de plus, elle est affectée par des accidents (rifting Karoo d’âge Carbonifère supérieur-

Permien au Jurassique inférieur).C’est la formation de la Sakoa.

Troisième méga-séquence

La troisième méga-séquence est limitée par les horizons rouge et rose. Cette formation

est caractérisée par des apparitions discordantes à la base.

Elle présente des variations de faciès très rapides, c’est-à-dire qu’elle diminue d’épaisseur du

Sud au Nord. La figure suivante montre un aperçu des réflecteurs dans cette formation.


Figure 25. Réflecteur de la Sakamena

Cette formation est donc la Sakamena Inférieure et la Sakamena Moyenne qui, selon

certains auteurs, correspond à un phénomène de paléogéographique d’ensemble.

Quatrième et cinquième méga-séquence

Ces deux méga-séquences sont limitées respectivement par les horizons rose et orange, et les

horizons orange et vert. Elles sont représentées par la figure ci-dessous. Cette séquence est

caractérisée par une surface de réflecteur discontinue à grande amplitude et à haute fréquence.

On voit ici qu'il y a intercalation de grande amplitude et de basse amplitude.


Figure 26. Réflecteur des deux couches de réservoirs

Elles ont une configuration subparallèle de l’Ouest à l’Est et prennent la forme

anticlinale du sédiment sous-jacent (groupe Karoo).



On remarque deux réservoirs possibles dans la zone d’étude. Et comme ce qui était dit

lors de l'analyse géologique, les couches de la Sakamena Supérieure ainsi que l'Isalo I

présentent des intercalations de grès et d'argiles schisteuses. On suppose ici alors que ce sont

les argiles schisteuses qui possèdent des grandes amplitudes et c'est le grès qui a une basse

amplitude. Par conséquent, on peut conclure que c'est la Sakamena Supérieure qui est le

premier réservoir, et l'Isalo I est le second.

Sixième méga-séquence

La dernière méga-séquence est limitée par les horizons vert et bleu. Cette formation

contient des réflecteurs parallèles, fréquents et à grande amplitude à l’Ouest et qui s’affleurent

en surface à l’Est, et qui sont recouverts de dépôts du quaternaire à l’Ouest.

La figure suivante montre un aperçu de cette formation.


Figure 27. Réflecteurs du Lias de l’Ouest à l’Est

- A l’Ouest, celle-ci est marquée par une configuration complexe de faible

inclinaison qui plonge vers l’Est.

- Au milieu, elle est caractérisée par une surface de réflecteur peu continue avec

une configuration subparallèle et est inclinée avec une forte pente vers l’Est.

- A l’Est, elle est affleurée à la surface, et elle possède une configuration

complexe.

On peut l’identifier comme la série Post-Karoo ou la série de Jurassique.

Au-dessus de cette méga-séquence on trouve quelques dépôts d’alluvions du quaternaire qui

sont affleurés à la surface.



VII.3.1.1.2. Interprétation structurale

Dans cette première section sismique, on peut compter dix (10) failles dont neuf (9)

normales et une (1) faille inverse, le déplacement de couches est clair sur cette dernière faille.

Les directions des déplacements sont représentées par les flèches noires dans la figure.

Ainsi, on a obtenu la relation entre la chronostratigrahie et les méga séquences

identifiées. Cette relation est représentée dans l’annexe 3.

Profil 2 (longitudinale)

Le Profil n°2 comporte les mêmes nombres d’horizons de bas en haut, mais se

différencie du premier par la variation d’épaisseur. Ceci s’explique parce-que ce profil est

obtenu après avoir réalisé le premier profil et que l’on a juste fait des relations à travers les

horizons existants dans chaque profil.

Par conséquent, on aura donc les mêmes formes de réflecteurs, mais ici, on ne remarque

que la présence d’une seule faille qui coupe ce profil longitudinal.

Ce profil n°2 est représenté schématiquement par la figure ci-dessous.

Figure 28. Cross section du profil n°2



La relation entre la chronostratigrahie et les méga séquences identifiées dans la section

sismique. Cette relation est montrée dans l’annexe 3.

VII.3.2. Résultats de l’interprétation

D’après les interprétations sismiques précédentes (profil transversal), la présence d’une

zone intéressante au niveau des méga-séquences quatre et cinq a été mise en évidence. Ces

horizons présentent des réflecteurs continus de configuration parallèle et concordante inclinée

qui forment des anticlinaux : on constate des réflecteurs forts fermés par des failles listriques et

qui forment une structure intéressante. En fait, cette couche est formée par une intercalation de

grès et d’argiles schisteuses. Généralement, cette couche de grès possède une porosité et une

perméabilité d’un réservoir potentiel à hydrocarbure.

Outre, les couches d’argiles schisteuses (couches imperméables) couvrent ces

réservoirs et possèdent une caractéristique à basse fréquence et basse amplitude. Donc cette

intercalation de grès et d’argiles schisteuses peut très bien constituer notre système roche

couverture et roche réservoir.

De plus, les failles listriques présentes dans la formation jouent un rôle important pour

pièges potentiels à hydrocarbure. En présence des failles, les hydrocarbures ne peuvent pas

migrer n'importe où. Par conséquent, l'existence de pièges potentiels (roche réservoir, roche

couverture et des failles qui limitent la migration latérale) est prouvée à travers ces différentes

raisons.

La roche réservoir identifiée est le Sakamena supérieur ainsi que l’Isalo I dans le

système Karoo. Et la roche mère étant la formation du Sakamena Moyenne, ainsi que de la

Sakamena Inférieure, elle montre l’existence d’une migration.



VII.3.3. Interprétation en 3D

Cette forme d'interprétation est nécessaire afin de bien déterminer les structures

anticlinales ainsi que les failles qui puissent exister dans la zone d'étude. Comme on a identifié,

dans l'interprétation en 2D, deux réservoirs possibles, nous allons donc essayer d'interpréter ces

réservoirs ainsi que les roches couvertures possibles dans cette deuxième forme d'interprétation.

Pour avoir la modélisation 3D, nous avons tenir compte toutes les interprétations 2D des

profils sismiques disponibles dans notre zone d’étude, Dans les modes de présentation des

résultats 3D, on va voir successivement, vue en plan, vue de surface (3D) et la superposition

avec les failles remarquable. Il faut noter également que la profondeur est exprimée en temps

double et les plages de couleurs varient du jaune au bleu en fonction de la profondeur.

Roches réservoirs

Comme cité précédemment, dans notre zone d’étude, nous pouvons rencontrer deux

formations qui peuvent jouer le rôle de roche réservoir tel que le réservoir n°1 et le réservoir

n°2.

VII.3.3.1.1. Réservoir n°1

Le réservoir n°1 est constitué par la formation de la Sakamena Supérieure.

a. Vue en plan

La figure suivante montre une vue en plan du réservoir n°1

Figure 29. Vue en plan du réservoir n°1



Cette figure montre que, la profondeur de cet horizon est comprise entre 0.541 s à 2.538 s.

b. Vue de surface

Pour avoir une meilleure visualisation du toit de la roche réservoir n 1, la figure ci-après

montre une vue de surface dans laquelle nous insérons la section sismique du profil 1.

Figure 30. Vue de surface du réservoir n°1

La profondeur de cette roche réservoir est toujours comprise entre 0.541 s à 2.538 s. On

trouve bien ici qu’elle est moins profonde dans la partie Nord-Est de la zone et augmente en

allant vers la partie Sud-Ouest du Bassin.

Ici on trouve une variation de morphologie brusque. Et on constate une formation

anticlinale le long de la profondeur indiquée par la couleur rouge.

c. Représentation des failles

Après avoir déterminé les différents pièges structuraux, nous allons présenter en même temps,

le modèle 3D et les différentes failles identifiées lors des interprétations des sections

sismique2D



Figure 31. Représentation des failles présentes dans le réservoir n°1

On trouve bien que les anticlinales trouvées dans le réservoir n° sont bien intercalées par des

failles. Cela confirme donc la présence des pièges et d’une éventuelle accumulation.

VII.3.3.1.2. Réservoir n°2

Le réservoir n°2 est constitué par le grès de la formation Isalo I.

a. Vue en plan

Voici une vue en plan de la roche réservoir n°2.

Figure 32. Vue en plan du réservoir n°2

D’après cette figure, la profondeur de cet horizon est comprise entre 0.499 s et 2.638 s.



b. Vue de surface

Cette représentation en 3D donne un aperçu global de la forme du réservoir n°2.

Figure 33. Vue de surface du réservoir n°2

D’après cette figure, la profondeur de cette méga séquence (identifiée comme roche

réservoir) est toujours comprise entre 0.499s et 2638 s. Elle est moins profonde dans la partie

Nord-Est de la zone et augmente en allant vers la partie Sud-Ouest du Bassin .Ici, on trouve une

variation de morphologie brusque. On remarque aussi que le réservoir se trouve dans un plan

incliné et qu’il y a une présence d’anticlinal le long des profondeurs identifiées par la couleur

rouge.

c. Représentation des failles

La figure suivante montre le réservoir n°2 avec les failles identifiées :



Figure 34. Représentation des failles identifiées dans le réservoir n°2

D’après cette figure, on remarque que les anticlinales sont aussi intercalées par des

failles, d’où la présence d’un éventuel piégeage des accumulations qui est aussi confirmé au

sein du réservoir n°2.

Roche couverture

Dans notre cas, c'est le réservoir n°2 seulement qui possède une roche couverture bien

définie, qui est constituée par les schistes argileux de l’Isalo II. Pour le cas du réservoir n°1, il

joue en même temps le rôle de réservoir et de couverture. Ce sont juste, les intercalations

d'argiles schisteuses qui jouent le rôle de couverture pour les hydrocarbures. Donc, on ne va

présenter que la méga-séquence de la couverture du réservoir n°2.



VII.3.3.2.1. Vue en plan

Figure 35. Vue en plan de la roche couverture du réservoir n°2

D’après la figure suivante, la profondeur de cet horizon, quant à elle, est comprise entre 0.029

s à 1.736 s :

VII.3.3.2.2. Vue de surface

Figure 36. Vue de surface de la roche couverture n°2



La profondeur de cette méga séquence qui constitue la roche couverture n°1, est estimée

entre 0.029 à 1.736. Cet horizon est moins profond dans la partie Nord-Est de la zone et sa

profondeur augmente en allant vers le Sud-Ouest dans le bassin sédimentaire de Sud

Morondava.

VII.3.3.2.3. Représentation des failles

La figure ci-dessous montre alors la roche couverture avec des failles qui y sont identifiées :

Figure 37. Représentation des failles identifiées dans la roche couverture du réservoir n°2

Selon cette figure, on a une bonne corrélation entre les positions des failles et la forme de la

roche couverture, ce qui peut traduire l’existence de pièges structuraux des hydrocarbures.

Représentation de surface du système pétrolier

Au terme de l’interprétation sismique de chaque méga-séquence identifiée dans le sous-

sol de la zone d'étude, nous pouvons présenter une vue globale de chaque horizon sismique qui

constitue le système pétrolier identifié dans notre zone. Ceci est fait en vue d'améliorer

l'interprétation à partir de modèles à deux dimensions. Cette vue globale du système pétrolier

est montrée dans la figure suivante :



Figure 38. Roches du système pétrolier

CHAPITRE 8 : CARACTÉRISATION DES RESERVOIRS PETROLIERS



Après avoir traité et interprété les données sismiques, dans ce chapitre, on va passer à la

caractérisation des réservoirs pétroliers, dans le bassin Sud Morondava.

Deux réservoirs probables ont été identifiés dans notre zone d'étude. Les caractéristiques d’un

réservoir pétrolier sont essentiellement : la porosité, la perméabilité, la structure des grains et

l’évaluation des prospects pétroliers identifiés dans le réservoir.

VIII.1. Porosité

Les porosités des réservoirs pétroliers de notre zone d’étude sont :

Le réservoir n°1, identifié dans la formation de la Sakamena Supérieure, possède

une porosité qui varie de 14 à 24 %.

Pour le réservoir n°2, identifié dans la formation de l’Isalo I, on a une valeur de

la porosité qui varie de 10 à 22 %.

VIII.2. Perméabilité

Le réservoir de l’Isalo 1 et la Sakamena supérieure montre généralement une diminution

progressive de la porosité et de la perméabilité vers la base en raison de l’augmentation de la

schistosité et de l’enfouissement. La valeur de la perméabilité peut atteindre jusqu’à 3000 md.

VIII.3. Structure des grains

Pour le réservoir n°1 la lithologie des grains est :

1205-1463 m : Grès psammitiques blancs à vert clair, fins à moyens, à ciment peu abondant

pouvant être légèrement calcaires.

1463-1590m : Même qu’au-dessus, mais les bancs argileux sont beaucoup plus importants et

limitent des couches de grès psammitiques bien individualisées. Les grès ont une granulométrie

fine assez constante.

1590-1725m : Alternance de grès psammitiques à grain fin et d’argiles vertes indurées,

sableuses et micacées. Du point de vue lithologique, cet intervalle est très comparable au

précédent, mais avec une dominante très nette des termes argileux et argilo-sableux.

Pour réservoir n°2, on a une lithologie qui s’énumère comme suit :



348-525 m : Grès blancs à granulométrie variable, peu consolidés par un ciment argileux blanc

verdâtre peu abondant ou un ciment kaolinique pour les fractions les plus ou moins régulières

avec des argiles sableuses bariolées vertes et brun rouge. Jusqu’à 445m, les grès dominant les

intercalations étant des sables très argileux plutôt que des argiles franches. Au contraire, entre

445 et 526m, ces argiles sont plus abondantes, parfois plastiques. Les sables interstratifiés

restent très argileux. Pyrite et micas sont fréquents. Les grès notamment, sont parfois très

pyriteux.

525-715 m : Série à dominante détritique, composée essentiellement de grès blancs à vert clair

à granulométrie variable, généralement peu cimentés contenant de petits galets de quartz. La

stratification est souvent entrecroisée. Les micas deviennent plus abondants, non seulement

dans les grès mais aussi dans les argiles vertes formant des intercalations lenticulaires dans les

grès. En particulier, on observe des lits micacés dans les argiles uniquement de biotite et de

chlorite.

715-830 m : Tout en restant détritique, cet intervalle est à dominante argileuse. Les grès blancs

deviennent plus cimentés (ciment silicieux ou kaolinique) à granulométrie plus fine et plus

régulière.

VIII.4. Evaluation du réservoir

Comme nous ne disposons que des données brutes lors de la réalisation de l’interprétation

sismique, il est tout d’abord nécessaire d’identifier les différents prospects dans notre zone

avant de le quantifier. Pour cela plusieurs méthodes, citées ci-dessous, ont été nécessaires.

VIII.4.1. Etapes d'identification des prospects pétroliers du Bassin Sud

Morondava

On remarque que le Logiciel Kingdom, lui seul, est capable non seulement d’identifier

les prospects pétroliers mais aussi de calculer leur surface respective. Ensuite il peut aussi bien

calculer le volume des prospects mais, à défaut de données, il est nécessaire de suivre ces

différentes étapes.

Etape 1: Définition des différents horizons

En effet, dans cette première étape on a tracé les différents horizons afin de séparer et subdiviser

les différents réservoirs. Après cela, deux réservoirs ont été identifiés, intéressants dans les deux

profils étudiés.



Etape 2: Interprétation des lignes sismiques de 1984 et de 1982

La seconde étape consiste à définir tous les horizons qui existent dans toutes les lignes

sismiques.

Etape 3 : Inventaire des contours des prospects

La troisième étape consiste à tracer le contour des différents prospects. En effet, le traçage du

contour des prospects dépend du temps de réflexion des différents horizons. On choisit alors

les contours fermés grâce à l'aide des failles et qui présentent des bombements.

La figure suivante montre un exemple de contour des prospects identifiés dans les roches

réservoirs.

Figure 39. Exemple de contour de prospect

Etape 4: digitalisation des contours

Cette étape est réalisée avec le logiciel ArcGis. En effet, on importe les images des contours

réalisées auparavant dans ce logiciel. Ensuite, on digitalise ces images et les ramenées aux

même coordonnées que le reste des cartes. Ici on utilise le système de coordonnées de projection

Laborde.



Etape 5: Calcul des surfaces des prospects

Après avoir digitalisé les prospects, on effectue alors le contour de chaque prospect ainsi que

des failles afin de calculer la surface de ces derniers. C'est cette surface qui sera utilisée dans le

calcul volumétrique du réservoir.

Etape 6 : Réalisation de la carte des prospects pétroliers

Cette dernière étape consiste à représenter les différents prospects pétroliers dans une carte dont

celle-ci est représentée par les figures suivantes.

Pour le réservoir n°1 on a identifié deux prospects, prospect 5 et prospect 6, qui sont représentés

par la figure suivante.



Figure 40. Prospect du réservoir n°1



Pour le réservoir n°2, les prospects n°1, n°2, n°3, n°4 seront montrés dans la figure ci-après.

Figure 41. Inventaire des prospects du réservoir n°2



VIII.4.2. Calcul volumétrique du réservoir pétrolier

Quantifier une réserve c’est d'estimer une seule valeur de réserve basée sur les

meilleures estimations simples de l'épaisseur brute, la porosité, la saturation en hydrocarbures

et la formation du facteur de volume sur l'ensemble du volume du réservoir. Par conséquent, le

but du calcul est de donner l'interprétation quantitative de l'accumulation d'hydrocarbures.

Principe du calcul

Le principe de calcul pour l'estimation volumétrique des réservoirs pétroliers est défini comme

suit:

En premier lieu, une estimation du volume total de la formation composant le réservoir

est nécessaire.

Ensuite, il faut estimer la roche et les propriétés des fluides nécessaires au calcul de la

réserve en place dans le réservoir

Enfin, la quantité d'hydrocarbure en place récupérable sera déterminée.

Paramètres nécessaires dans la quantification des réserves

Les paramètres qui entrent dans la quantification des réserves sont:

Porosité,

Saturation d’eau,

Formation du facteur de volume ;

Vitesse de propagation.

Volume du prospect

VIII.4.2.2.1. Porosité

La porosité est le pourcentage de vides par unité de volume dans un sédiment ou une

roche. Elle s’exprime en %. Pour notre cas, la valeur de la porosité sera tirée de celle du puits

voisin Ambalabe-1 parce-que l'on ne dispose pas de données suffisantes afin de calculer cette

dernière.

Les valeurs de la porosité sont représentées dans le tableau suivant.



Tableau 5. Porosité des roches réservoirs

Réservoir Porosité min (%) Porosité max (%) Porosité moyenne

(%)

1 (Sakamena Sup) 14 22 17

2 (Isalo I) 10 24 18

Source : OMNIS

VIII.4.2.2.2. Saturation en eau

La saturation en eau est définie comme la proportion relative d’eau et d’hydrocarbure à une

côte donnée dans le réservoir.

Les valeurs de la saturation en eau sont aussi tirées de la valeur de celle du puits voisins. Elles

sont représentées dans le tableau suivant.

Tableau 6. Saturation en eau des roches réservoirs

Réservoir Saturation min

(%)

Saturation max (%) Saturation moyenne

(%)

1 18 36 27

2 50 65 80

Source : OMNIS

VIII.4.2.2.3. Formation du facteur volume

Le facteur volume est calculé par la formule suivante

𝐵 =𝑉𝑟𝑒𝑠

𝑉𝑠𝑢𝑟𝑓

Avec :

Vres∶ Volume de fluide dans les conditions de réservoir

Vsurf: Volume de la surface ou conditions standard.

On aura donc trois facteurs volumes qui sont :

Bo : formation du facteur de volume d’huile ;

Bg: formation du facteur de volume de gaz et

Bw: formation du facteur de volume d’eau.

Les conditions standard sont 14,7 psi de pression et de température 60F.

Pour notre cas, le facteur volume étant celui de l'huile noire, elle est alors égale à:

Bo= 1 –2 res bbl/STB



VIII.4.2.2.4. Volume du prospect

Afin de calculer le volume de chaque prospect pétrolier, il est tout d'abord nécessaire de calculer

la valeur de leur surface respective.

a. Surface des prospects

La valeur de chaque prospect est alors donnée par le Logiciel ArcGis, elle est exprimée dans

le tableau suivant :

Tableau 7. Valeur de la surface de chaque prospect

Prospect Surface (m²)

1 8 052 433

2 45 753 970

3 6 000 000

4 8 000 000

5 8 824 390

6 8 969 692

7 9 231 478

b. Calcul des épaisseurs des roches réservoirs

Les épaisseurs des roches réservoir sont calculées à l’aide de la conversion des temps de

réflexion des ondes sismiques en profondeur.

𝑒 = 𝑝𝑓 − 𝑝𝑖

La formule qui permet de calculer cette profondeur est donnée par l’expression suivante :

𝑉 =𝑑

𝑡

Avec

e : épaisseur du réservoir

pf : profondeur finale de la couche

pi : profondeur initiale de la couche

V (m/s): Vitesse de pénétration d’onde sismique

d (m) : profondeur de la roche réservoir

t (s) : le temps de réflexion qui est un temps double, donc ici on a 2t

Les valeurs de la profondeur des couches sont donc données par la formule suivante :

𝑑 = 𝑉 ∗ 𝑡/2



Application numérique

Les valeurs des temps de réflexion sont tout d’abord montrées par le tableau suivant :

Tableau 8. Temps de réflexion des ondes sismiques

Prospect Temps initial (ms) Temps final (ms)

1 800 1300

2 1900 2350

3 1150 1600

4 1150 1450

5 1450 1900

6 1350 1475

7 1350 1800

Ensuite le tableau suivant montre les valeurs de la vitesse de pénétration des ondes sismiques

dans les différentes couches.

Tableau 9. Vitesse de pénétration d'onde sismique dans le sous-sol

Types de roches et minéral Vitesse en m/s

Terrains altérés de surface 400 à 800

Sables humides 600 à 1800

Argiles 900 à 2800

Marnes 1800 à 3800

Gypses 3100 à 3600

Grès 1800 à 3500

Calcaire tendres 3200 à 3600

Calcaire compactes 4000 à 5000

Dolomite cristallines 6000 à 6600

Roches métamorphiques et éruptives 3000 à 7000

Source " Le Pétrole" de JAQUES FLANDRIN et Al

Pour notre cas, les roches réservoirs sont constituées de grès fins à grossiers, on prendra donc

comme valeur de la vitesse de pénétration d’onde sismique 2650 m/s, qui est égale à la valeur

moyenne indiquée par le tableau ci-dessus.



Finalement, les valeurs des profondeurs des roches réservoirs sont données par le tableau

suivant :

Tableau 10. Epaisseur des réservoirs

Prospect Profondeur initiale(m) Profondeur finale(m) Epaisseur réservoir(m)

1 1060 1722,5 662,5

2 2517,5 3113,75 596,25

3 1523,75 2120 596,25

4 1523,75 1921,25 397,5

5 1921,25 2517,5 596,25

6 1788,75 1954,375 165,625

7 1788,75 2385 596,25

c. Epaisseur d’huile

Comme le dépôt des sédiments est fluvial et lacustre, il est fort probable que

l’hydrocarbure trouvé dans la zone d’étude soit de l’huile, mais on ne peut pas exprimer

exactement sa ration, alors nous avons juste pris que l’épaisseur de l’huile trouvée dans la zone

d’étude est égale au tiers de l’épaisseur de la roche réservoir.

Le tableau suivant montre alors cette épaisseur d’huile

Tableau 11. Epaisseur d’huile

Prospect Epaisseur d'huile (m)

1 220,8333333

2 198,75

3 198,75

4 132,5

5 198,75

6 55,20833333

7 198,75

d. Volume du réservoir

Le volume du réservoir sera calculé par la formule suivante :

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑟𝑒𝑠 = 𝑆𝑢𝑟𝑓𝑎𝑐𝑒𝑟𝑒𝑠 ∗ 𝐸𝑝𝑎𝑖𝑠𝑠𝑒𝑢𝑟𝑟𝑒𝑠



Les valeurs de ces volumes seront donc montrées dans le tableau suivant. On note que le facteur

de conversion du m3 en bbl est égal à

1𝑚3 = 6,2893 bbl

Tableau 12. Volume de réserve récupérable

Prospect Volume (m3) Volume (Bbl)

1 1 778 245 620 11 183 920 183

2 9 093 601 537 57 192 388 149

3 1 192 500 000 7 499 990 250

4 1 060 000 000 6 666 658 000

5 1 753 847 512 11 030 473 160

6 495 201 745 3 114 472 340

7 1 834 756 252 11 539 332 498

Total 17 208 152 669 108 227 234 582

VIII.4.2.2.5. Calcul volumétrique du réservoir

Il existe plusieurs méthodes pour estimer la quantité d'hydrocarbures en place, le calcul

volumétrique en est un exemple. La méthode est basée principalement sur l’utilisation des

paramètres de pétro-physique précédents (porosité, la saturation d’eau et de saturation des

hydrocarbures, la formation du facteur de volume) et sur la caractéristique physique de la zone

d'étude comme l’épaisseur de la roche réservoir. La formule générale est la suivante :

𝑆𝑇𝑂𝐼𝐼𝑃 = 𝐴 ∗ ℎ𝑜 ∗ ∅ (1 − 𝑆𝑤) ∗ 𝐵𝑜𝑖

Avec

STOIIP: Stock Tank Oil Initially In Place en STB (Stock Tank Barrel)

A : surface de réservoir en acre-ft

𝐡𝐨 : épaisseur du réservoir en ft

Ф : porosité en%

(1-𝐒𝐰) : proportion de l'espace des pores occupé par hydrocarbures: la saturation

des hydrocarbures en%

𝐁𝐨𝐢 : facteur volume de la formation initiale de l'huile en bbl / STB.



En fait, la zone du réservoir varie en fonction de la catégorie telle que la réserve possible, les

réserves probables ou réserves prouvées. Les conversions ci-dessous seront nécessaires pour le

calcul:

1 acre-ft =43560 ft3

1 acre-ft = 7758 barrel

1 barrel = 5.61458 ft3

1 m3= 6.2893bbl

Afin d’avoir une configuration nette des réserves de pétroles dans la zone d’étude, trois

sortes de quantification, qui sont la quantification pessimistique, la quantification optimistique

et la quantification moyenne, seront faites. En effet, la formule et le processus de ces calculs

sont les mêmes, sauf les valeurs de quelques paramètres changent (la porosité, la saturation de

l'eau, la formation de facteur de volume).

a. Quantification pessimistique

La vue pessimiste nous donnera la quantification minimale possible pour l'huile dans

l'étude de réservoir. La formule appliquée au calcul du volume est donnée par l'équation

volumétrique dans la formule de calcul volumétrique précédente.

Le tableau suivant montre alors la valeur pessimiste de l’huile en place dans la zone d’étude.

Tableau 13. Quantification pessimistique

Prospect STOIIP (STB)

1 715 770 891

2 3 660 312 841

3 209 999 727

5 186 666 424

6 308 853 248

7 87 205 225

8 323 101 309

Total 5 491 909 668

b. Quantification optimistique

Du point de vue optimiste, une estimation maximale de la réserve dans la zone sera faite. Les

valeurs du volume de réserve en place, du point de vue optimiste, seront données par le tableau

suivant :



Tableau 14. Quantification optimistique

Prospect STOIIP(STB)

1 1 100 497 746

2 5 627 730 993

3 412 499 463

4 366 666 190

5 606 676 023

6 171 295 978

7 634 663 287

TOTAL 8 920 029 683

c. Quantification moyenne

Après avoir effectué les deux points de vue de quantifications pour la quantité d'huile

accumulée, il sera nécessaire de faire la moyenne de ces deux manières d'estimation. Par

conséquent, nous allons prendre les valeurs moyennes des paramètres inclus dans le calcul. Le

tableau suivant va alors montrer le résultat de ce calcul.

Tableau 15. Quantification moyenne

Prospect STOIIP (STB)

1 925 282 996

2 4 731 716 912

3 314 999 590

4 279 999 636

5 463 279 872

6 130 807 838

7 484 651 964

TOTAL 7 330 738 811

CHAPITRE 9 : RESULTATS ET SYNTHÈSE DES DONNÉES



Après avoir analysé toutes les données disponibles, on a établi le système pétrolier qui

va suivre. Ensuite un tableau va résumer la quantification et la qualité du réservoir constituant

la zone de d’étude.

IX.1. Système pétrolier

Géologiquement, notre zone d’étude se trouve dans la partie Est de la faille Ilovo où se trouve

une séquence Permo-Trias Karoo au moins 10 000 m d'épaisseur recouverte par une section

Jurassique Moyen condensé. Les études faites auparavant ont prouvé l’existence d’un système

pétrolier qui est composé :

d’une roche mère mature

d’une migration des hydrocarbures,

de la présence d’une roche perméable et poreuse qui est la roche réservoir,

d’une roche couverture imperméable,

de la présence d’un quelconque piège.

IX.1.1. Roche mère

On a ensuite identifié une roche mère potentielle qui est constituée par la formation de

la Sakamena moyenne (Trias inférieur) et le Sakoa (Permien inférieur).

La Sakamena moyenne est considérée comme étant la principale roche mère du

bassin du Sud Morondava mais son potentiel est variable. Elle possède une TOC

entre 0.5 à 2 % avec une teneur de 3Kg HC/t de roches. Les sédiments de la

Sakamena Moyenne atteint la maturité d'huile à entre 135 et 195 Ma, mais la

maturation a cessé en 120-90 Ma.

Le Sakoa, selon de différentes analyses, présente de faible à excellente teneur en

hydrocarbures qui peut atteindre 199KG d’HC/t de roches. Mais cette roche

mère reste encore mal-testée et plusieurs détails sont nécessaires avant de la

qualifier de roche mère potentielle.

Comme ce qui est expliqué ci-dessus, la formation du Sakoa n’a pas été testée convenablement,

la présence d’une roche mère dans cette formation est alors douteuse.



IX.1.2. Migration

Deux migrations sont à considérer :

La première migration est que, depuis sa maturation, la Sakamena moyenne a expulsé

ces huiles. Celles-ci auraient alors migré à travers les grès à ciment calcaires argileux de la

Sakamena Supérieure. Et comme elle se compose d’une alternance de bancs gréseux fins à

moyens et d’argileux, de petite micacée d’argiles rouges ou vertes sableuses et au sommet de

grès fins à moyens, blancs ou jaunes poreux. La couche imperméable n’a pas pu retenir que

quelques quantités d’huiles et que d’autres ont encore migré.

La deuxième migration s’effectue alors après les dépôts de la Sakamena supérieure, les

sédiments de la Sakamena moyenne ont encore migré vers les grès massifs, mais tendres, mal

cimentés, à stratification entrecroisée, sans fossiles de l’Isalo I.

IX.1.3. Roche réservoir

D’après les différentes interprétations qu’on a pu voir, deux types de roches réservoirs

sont possibles : les roches réservoirs de la Sakamena Supérieure, les roches réservoirs de l’Isalo

I. Toutes sont formées par des intercalations des grès et d’argiles. Les données de base et

d'affleurements montrent alors une bonne porosité et de perméabilité existante dans l'Isalo et

dans la Sakamena supérieure.

Les résultats montrent alors que les réservoirs sont abondants dans la séquence Karoo, mais les

roches couvertures potentielles sont moins développées.

IX.1.4. Roche couverture

La couverture de la Sakamena supérieure est assurée par les argiles de l’Isalo I qui a une

épaisseur de 15m intercalée par des grès fins et plus cimentés. Cette dernière n’est pas efficace

car elle a laissé produire une autre migration.

Les réservoirs de l’Isalo I, quant à eux, sont couverts par des argiles de 192m

d’épaisseur de l’Isalo II, ces argiles, ayant une granulométrie très fine, contiennent aussi des

grains de quartz roulés atteignant 2 à 3m et des bancs des grès à granulométries variables.

IX.1.5. Piège

Les pièges à hydrocarbure identifiés dans notre zone d’études sont alors des pièges

structuraux constitués par des rollovers qui ont été formés le long de failles listriques pendant

la phase initiale de rifting avant la déposition de la Lias supérieure. Il s’agit d’une combinaison



favorable d’une formation de piège structural et de réservoirs dans la Sakamena supérieure et

Isalo 1 couvert par le schiste interstratifié de l’Isalo 2. Certaines structures dans la région Sud-

Est sont liées à la phase initiale de rifting durant la déposition de la Sakamena inférieure. Ces

pièges peuvent être couverts et provenir de la Sakamena moyenne.

IX.2. Quantification de la réserve

L’estimation de la réserve de pétrole dans notre zone d’étude sera classée dans trois

catégories comme celles du calcul de réserve c’est-à-dire du point de vue optimiste, du point de

vue pessimiste et enfin du point de vue moyenne. Le résultat de ces calculs sera donc montré

dans le tableau suivant.

Tableau 16. Résultat de l'évaluation des réservoirs

IX.3. Tableau de synthèse

D’après ces résultats vus auparavant, on peut constater, tant qualitativement que

quantitativement, que c’est le réservoir n°2, constitué par les grès de l’Isalo II qui est le réservoir

le plus favorable pour une éventuelle production. Ces différents résultats sont donc illustrés

dans le tableau suivant.

Point de vue pessimiste Point de vue optimiste Quantification moyenne

Le point de vue pessimiste qui

prend la valeur minimale de

l’estimation de la réserve

correspond à une gamme de

porosité et perméabilité assez

faible. Le calcul ci-dessus donne

une quantité de 5 491 909 668

STB

Le calcul, dans ce point de vue se

fait en prenant les valeurs

maximales de chaque paramètre

petro physique. En effet, la

quantité de la réserve est de

8 920 029 683 STB

La quantification moyenne est

calculée en faisant la moyenne de

chaque paramètre qui entre en jeu

dans le calcul de la réserve. Le

résultat de cette quantification

donne une valeur de 7 330 738

811 STB



Tableau 17. Tableau de synthèse des qualités des systèmes pétroliers

D’après ce tableau, on peut, tout de suite, conclure qu’il n’y a pas de critère inquiétant

dans le système pétrolier identifié dans notre zone d’étude.

En premier lieu, les pièges à hydrocarbure identifiés dans notre zone d’études sont datés

de la Sakamena moyenne, c’est-à-dire que les pièges se sont formés avant la mise en place du

réservoir. Alors, on peut en conclure que les rollovers constitués par des failles listriques qui

servent de pièges, sont fiables.

Ensuite, pour le cas des roches couvertures, on constate qu’il y a une différence pour les

deux réservoirs :

la couverture du réservoir n°1 est plus ou moins inquiétante, parce que c’est

l’intercalation d’argiles et de grès de l’Isalo I qui sert de couverture, et qu’ici, il

y a un risque que les hydrocarbures s’échappent encore après migration.

Mais pour le réservoir n°2, la présence d’une couverture est plus ou moins fiable

car ici, on a toute la formation de l’Isalo II qui va servir de couverture pour ce

réservoir. Certes, l’Isalo II est aussi une intercalation de grès et d’argile mais ici,

la couche d’argile est plus épaisse avec des granulométries fines qui constituent

bien une couche imperméable.

La présence des deux réservoirs identifiés dans la zone d’étude est fiable, grâce à

l’identification des anticlinales lors de l’interprétation des lignes sismiques. L’intercalation de

grès et d’argiles qui s’y trouve est aussi un bon critère qui prouve la présence du réservoir parce

que les grès sont assez abondants.

Toutefois, il est nécessaire d’apporter une explication sur la qualité de ces réservoirs

qui sont plus ou moins fiables. Le résultat de la caractérisation du réservoir indique que les



porosités des roches réservoirs sont moins bonnes car elles varient beaucoup et que ces porosités

ont tendance à diminuer avec l’enfouissement et la profondeur de la couche réservoir.

En ce qui concerne la migration et son timing, on constate respectivement que c’est plus

ou moins fiable et plus ou moins inquiétant pour le réservoir n°1 parce que c’est à la Sakamena

moyenne, juste en dessous de notre roche réservoir, que cette migration a commencé et vu que

la couche imperméable contenue dans l’Isalo I n’a pas pu retenir que quelques quantités

d’hydrocarbures, une autre migration a donc encore eu lieu. Tandis que pour le réservoir n° 2,

ces deux critères sont fiables.

Enfin, ici, on constate que la roche mère, qui est la Sakamena moyenne pour les deux réservoirs

est fiable car la maturation a été atteinte avant la migration.



CONCLUSION GENERALE

Ce travail de mémoire nous a permis de découvrir avec beaucoup d’intérêts, de quelle

manière, les connaissances que nous avons acquises durant nos études à l’Ecole Supérieure

Polytechnique d’Antananarivo s’appliquent à un projet de caractérisation de réservoir qui fait

l’objet de ce livre ?

Au départ, il nous a fallu définir ce qu’est le pétrole, de son origine jusqu’à son

piégeage dans les différentes formes de roches réservoirs.

Par la suite, une synthèse des travaux entrepris dans la zone d’étude, tels que les travaux

géologiques, les travaux géophysiques et les travaux de forages, a été faite. Cette dernière a

donc permis d’approfondir les connaissances déjà acquises par rapport à notre zone d’étude qui

est le bassin Sud Morondava.

Après avoir effectué ces différentes synthèses, on a réalisé les interprétations en 2D et

en 3D par la méthode sismique qui a permis non seulement de définir les stratigraphies des

différentes couches du sous-sol à identifier et de caractériser les réservoirs possibles, mais aussi

d’avoir une visualisation de la structure du sous-sol.

Pour clore notre travail, les résultats acquis lors des interprétations sismiques ont été

traduits et synthétisés afin de construire un modèle et d’avoir une estimation du réservoir. Par

ailleurs, ces résultats ont permis d’avoir une vision pessimiste et optimiste de notre réservoir,

qui s’énumère respectivement comme suit : 5 491 909 668 STB et 8 920 029 683 STB

Au terme de ce travail, on peut en conclure qu’on a pu approfondir les connaissances

acquises en classe, grâce au stage effectué chez OMNIS et que les paramètres qui définissent

un réservoir, comme tels ont été bien définis et mis en évidence dans ce travail. Cependant, afin

d’avoir une vision encore plus nette et plus vraie du réservoir, il faut effectuer d’autres études

d’exploration, à savoir les travaux de forages car c’est le seul travail qui permet de prouver

l’existence de pétrole dans un réservoir.



REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUE

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[9] Occidental of Madagascar, 1983. Magnetic and Gravimetric Investigations in the Sakaraha

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[10] Piqué A. 1999. Evolution géologique de Madagascar et la dislocation de Gondwana une

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[11] PROJET CIGEO, 2013 Examen des Etudes remises depuis 2009, Rapport IRSN

n°00001, Tome 3 - analyse de la sismique 3d, p 7

[12] Rajaomazava F. 1991. Etude de la subsidence du Bassin de Morondava (Madagascar)

dans le cadre de l’évolution géodynamique de la marge Est-Africaine, 195p. Thèse de Doctorat



(Spécialité Géophysique) soutenue le 20 juin 1991 à l’Université des Sciences et Techniques

du Languedoc, 195p.

[13] R. Battistini, G. Richard-Vinda, 1972. Biogeography and Ecology in Madagascar,

Springer Science + Business Media Dordrecht, Netherlands, 765p.

[14] Société des Pétroles de Madagascar, Juin-Octobre 1955. Rapport de puits-Sondage

Ambalabe-1, Rapport de travaux de la Société des Pétroles de Madagascar pour OMNIS,

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[15] Société des Pétroles de Madagascar, Juin-Novembre 1954. Rapport d’interprétation,

Etude par magnétisme aéroporté à Madagascar, Bassin Sud Morondava, Rapport de travaux de

la Société des Pétroles de Madagascar pour OMNIS, 80p.

[16] Chouteau M., 2001. Méthodes électriques, électromagnétiques et sismiques. Géophysique

appliquée II, CLQ 3203. Ecole Polytechnique de Montréal. 78 p.

[17] IFP SCHOOL, 2005. Les étapes de la prospection pétrolière, IFP Energies Nouvelles,

Lithothèque Champagne-Ardenne, 10p.



REFERENCES WEBOGRAPHIQUE

[18] www.ifpenergiesnouvelles.fr/espace-decouverte/les-cles-pour-comprendre/les-sources-d-

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[19] http://www.larousse.fr/archives/grande-encyclopedie/page/11195 (consulté le 28 avril

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[20] http://www.universalis.fr/encyclopedie/madagascar-geologie/ (consulté le 05 juin 2016)

[21] http://web.ac-reims.fr/lithotheque/html/sites/gisementSMB/pistes.php?inter=tc

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[22] http://www.cristauxetpierresdumonde.com/fossile/ (consulté le 05 juin 2016)

[23] http://petroleum.e-monsite.com/pages/histoire-du-petrole/ (consulté le 03 juin 2016)

[24] http://www.omnis.mg/fr/hydrocarbon-fr/exploration-history-fr (consulté le 03 juin 2016)

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http://www.omnis.mg/fr/hydrocarbon-fr/exploration-history-fr

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE I


LISTE DES ANNEXES

Annexe 1 : Différentes cartes utilisées.

Annexe 2 : Figures

Annexe 3 : Organigramme de détermination de configurations des séquences stratigraphiques

ANNEXE 1

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE II


ANNEXE 2

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE III


ANNEXE 2

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE IV

Source : OMNIS

ANNEXE 2

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE V


ANNEXE 2

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE VI

CHRONOSTRATIGRAPHIE REGIONALE DU BASSIN SEDIMENTAIRE DE

MORONDAVA SUD


ANNEXE 2

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE VII

ANNEXE 2

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE VIII

ANNEXE 2

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE IX

ANNEXE 3

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE X

Annexe 3 : Organigramme de détermination de configurations des séquences stratigraphiques

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE XI


TABLE DES MATIERES

REMERCIEMENTS ........................................................................................................................ i

SOMMAIRE ................................................................................................................................. ii

LISTE DES ABREVIATIONS .......................................................................................................... iii

LISTE DES FIGURES..................................................................................................................... iv

LISTE DES TABLEAUX ................................................................................................................. vi

GLOSSAIRE .................................................................................................................................vii

INTRODUCTION .......................................................................................................................... 2

PARTIE I : GENERALITES SUR LE PETROLE .................................................................................. 3

CHAPITRE 1 : HISTOIRE DU PETROLE .................................................................................. 2

I.1. Chronologie [23] ...................................................................................................... 2

I.2. Histoire de l’exploration pétrolière à Madagascar [24]........................................... 3

I.2.1. Etudes géophysiques ........................................................................................ 3

I.2.2. Puits d’exploration ............................................................................................ 4

CHAPITRE 2 : MODE DE FORMATION DU PETROLE [5] [18] [20] ........................................ 5

II.1. Accumulation de matière organique dans les sédiments........................................ 5

II.2. Formation du kérogène ........................................................................................... 5

II.3. Maturation du kérogène en pétrole ........................................................................ 7

II.4. Système pétrolier ..................................................................................................... 8

II.4.1. Roches mères .................................................................................................... 8

II.4.2. Migration .......................................................................................................... 8

Migration primaire ....................................................................................... 9

Migration secondaire ................................................................................... 9

II.4.3. Roches réservoirs ............................................................................................ 10

II.4.4. Roches couvertures ........................................................................................ 11

II.4.5. Piège ............................................................................................................... 11

Pièges structuraux ..................................................................................... 11

Pièges stratigraphiques .............................................................................. 12

CHAPITRE 3 : METHODOLOGIES ET ETAPES D’EXPLORATION DU PETROLE ..................... 13

III.1. Prospection géologique [17] .................................................................................. 13

III.2. Prospection géophysique [11] [16] ........................................................................ 13

III.2.1. Sismique réflexion .......................................................................................... 14

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE XII


III.2.2. Principe ........................................................................................................... 14

III.2.3. Traitement des données ................................................................................. 15

Filtrage ...................................................................................................... 15

Numérisation ............................................................................................ 15

Déconvolution ........................................................................................... 16

Réarrangement par point miroir .............................................................. 16

Sommation des traces (Stack) .................................................................. 16

III.3. Forages d’exploration [17] ..................................................................................... 16

PARTIE II : CADRE CONTEXTUEL DE LA ZONE D’ETUDE ET TRAVAUX ANTERIEURS ................. 18

CHAPITRE 4 : CONTEXTE GEOLOGIQUE ............................................................................ 18

IV.1. Historique tectonique de Madagascar [1] [2] ........................................................ 18

IV.1.1. Tectonique Phase I (Carbonifère supérieure- Jurassique) : Phase rifting Karoo

19

IV.1.2. Tectonique Phase II (Jurassique- Crétacée inférieure) : Rupture et la dérive

(drifting) du continent ................................................................................................... 19

IV.1.3. Tectonique Phase III (Crétacé inférieur) Séparation de l’Inde et de

Madagascar ................................................................................................................... 20

IV.1.4. Tectonique Phase IV (Tertiaire inférieure à nos jours) : rifting de l’Afrique de

l’Est 21

IV.2. Stratigraphie du Bassin de Morondava [4] ............................................................ 21

IV.2.1. Le groupe de la Sakoa .................................................................................... 22

Schistes noirs et conglomérats (Tillites). .................................................. 22

Couches à charbon. .................................................................................. 22

Série rouge inférieure ............................................................................... 22

Calcaires marins de Vohitolia. .................................................................. 23

IV.2.2. Le groupe de la Sakamena .............................................................................. 23

Schistes à Plantes avec conglomérat de base. ......................................... 23

Schistes à Reptiles. ................................................................................... 23

Schistes, Argiles, Grès. .............................................................................. 23

IV.2.3. Le groupe de l'Isalo ......................................................................................... 24

Isalo I ......................................................................................................... 24

Isalo II ........................................................................................................ 24

IV.3. Tectonique du Bassin de Morondava [12] ............................................................. 24

CHAPITRE 5 : DELIMITATION DE LA ZONE D’ETUDE [6] [13] ............................................ 27

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE XIII


V.1. Aperçu Géographique de la zone........................................................................... 28

V.2. Contexte morphologie ........................................................................................... 28

V.3. Contexte hydrographique ...................................................................................... 28

V.4. Voie d’accès ........................................................................................................... 29

V.5. Contexte Climatique .............................................................................................. 29

V.5.1. Température ................................................................................................... 29

V.5.2. Pluviométrie ................................................................................................... 30

CHAPITRE 6 : TRAVAUX ANTÉRIEURS EFFECTUÉS SUR LA ZONE D’ÉTUDE ....................... 31

VI.1. Prospection géologique [4] [6]............................................................................... 31

VI.1.1. Objectif ........................................................................................................... 31

VI.1.2. Interprétations ................................................................................................ 32

Stratigraphie ............................................................................................. 32

VI.1.2.1.1. Sakoa .................................................................................................. 32

a. Limite : ......................................................................................................... 32

b. Epaisseur : ................................................................................................... 33

c. Variation de faciès....................................................................................... 33

VI.1.2.1.2. Sakamena ........................................................................................... 33

a. Sakamena inférieure ................................................................................... 33

a.1. Limite : .................................................................................................. 33

a.2. Epaisseur : ............................................................................................. 34

a.3. Variation de faciès ................................................................................. 34

b. Sakamena moyenne .................................................................................... 35

b.1. Limites .................................................................................................. 35

b.2. Epaisseur ............................................................................................... 35

c. Sakamena supérieure ................................................................................. 35

c.1. Epaisseurs .............................................................................................. 35

c.2. Lithologie .............................................................................................. 36

VI.1.2.1.3. Les groupes de l'Isalo ......................................................................... 36

a. Isalo I ........................................................................................................... 36

a.1. Epaisseurs .............................................................................................. 36

a.2. Lithologie .............................................................................................. 36

b. ISALO II ........................................................................................................ 36

Tectonique ................................................................................................ 37

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE XIV


Recherche d'indice ................................................................................... 37

VI.1.2.3.1. Argile à nodule ................................................................................... 37

VI.1.2.3.2. Lignite ................................................................................................. 38

VI.1.2.3.3. Réservoir ............................................................................................ 38

VI.1.3. Conclusion ...................................................................................................... 38

VI.2. Prospection géophysique [7] [9] [15] .................................................................... 38

VI.2.1. Travaux sismiques ........................................................................................... 38

Méthodes sismiques à Madagascar ......................................................... 38

Objectif des travaux Antérieurs sismiques ............................................... 39

Résultats ................................................................................................... 40

VI.2.2. Gravimétrie et magnétique ............................................................................ 40

Données: ................................................................................................... 40

Résultats et observations ......................................................................... 41

VI.2.3. Résultats de la prospection géophysique ....................................................... 41

VI.3. Travaux de forage [8] [14] ...................................................................................... 41

VI.3.1. Ambalabe-1..................................................................................................... 42

VI.3.2. Vohibasia-1 ..................................................................................................... 43

VI.4. Conclusion .............................................................................................................. 44

PARTIE III : EVALUATION DU RESERVOIR DU BASSIN SUD MORONDAVA ............................... 45

CHAPITRE 7 : INTERPRÉTATION DES DONNÉES ................................................................ 45

VII.1. Présentations des données sismiques ............................................................... 45

VII.2. Méthodes d’interprétation des sections sismiques ........................................... 47

VII.2.1. Etapes d’interprétation des sections sismiques images ............................. 47

Délimitation des sections ........................................................................ 48

Analyse et interprétation des sections sismiques ................................... 48

VII.2.2. Logiciels d’interprétation ............................................................................ 49

ARCGIS ..................................................................................................... 49

KINGDOM, IHS ......................................................................................... 49

VII.3. Interprétations des données sismiques ............................................................. 50

VII.3.1. Interprétation en 2D ................................................................................... 50

Profil 1 (transversale) .............................................................................. 50

VII.3.1.1.1. Interprétation stratigraphique .......................................................... 50

VII.3.1.1.2. Interprétation structurale ................................................................. 54

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE XV


Profil 2 (longitudinale) ............................................................................. 54

VII.3.2. Résultats de l’interprétation ....................................................................... 55

VII.3.3. Interprétation en 3D ................................................................................... 56

Roches réservoirs..................................................................................... 56

VII.3.3.1.1. Réservoir n°1 ..................................................................................... 56

a. Vue en plan ................................................................................................. 56

b. Vue de surface ............................................................................................ 57

c. Représentation des failles ........................................................................... 57

VII.3.3.1.2. Réservoir n°2 ..................................................................................... 58

a. Vue en plan ................................................................................................. 58

b. Vue de surface ............................................................................................ 59

c. Représentation des failles ........................................................................... 59

Roche couverture .................................................................................... 60

VII.3.3.2.1. Vue en plan ....................................................................................... 61

VII.3.3.2.2. Vue de surface .................................................................................. 61

VII.3.3.2.3. Représentation des failles ................................................................. 62

Représentation de surface du système pétrolier .................................... 62

CHAPITRE 8 : CARACTÉRISATION DES RESERVOIRS PETROLIERS ...................................... 64

VIII.1. Porosité .............................................................................................................. 64

VIII.2. Perméabilité ....................................................................................................... 64

VIII.3. Structure des grains ........................................................................................... 64

VIII.4. Evaluation du réservoir ...................................................................................... 65

VIII.4.1. Etapes d'identification des prospects pétroliers du Bassin Sud Morondava

65

VIII.4.2. Calcul volumétrique du réservoir pétrolier ................................................ 70

Principe du calcul .................................................................................... 70

Paramètres nécessaires dans la quantification des réserves ................. 70

VIII.4.2.2.1. Porosité ............................................................................................ 70

VIII.4.2.2.2. Saturation en eau ............................................................................. 71

VIII.4.2.2.3. Formation du facteur volume .......................................................... 71

VIII.4.2.2.4. Volume du prospect ......................................................................... 72

a. Surface des prospects ................................................................................. 72

b. Calcul des épaisseurs des roches réservoirs ............................................... 72

RASOAMANANA RAVAKA ARIELLE XVI


c. Epaisseur d’huile ......................................................................................... 74

d. Volume du réservoir ................................................................................... 74

VIII.4.2.2.5. Calcul volumétrique du réservoir .................................................... 75

a. Quantification pessimistique ...................................................................... 76

b. Quantification optimistique ........................................................................ 76

c. Quantification moyenne ............................................................................. 77

CHAPITRE 9 : RESULTATS ET SYNTHÈSE DES DONNÉES .................................................... 78

IX.1. Système pétrolier ................................................................................................... 78

IX.1.1. Roche mère ..................................................................................................... 78

IX.1.2. Migration ........................................................................................................ 79

IX.1.3. Roche réservoir ............................................................................................... 79

IX.1.4. Roche couverture ........................................................................................... 79

IX.1.5. Piège ............................................................................................................... 79

IX.2. Quantification de la réserve................................................................................... 80

IX.3. Tableau de synthèse .............................................................................................. 80

CONCLUSION GENERALE .......................................................................................................... 83

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUE .............................................................................................. 84

REFERENCES WEBOGRAPHIQUE .............................................................................................. 86

LISTE DES ANNEXES ..................................................................................................................... I

TABLE DES MATIERES ................................................................................................................ XI

Auteur : RASOAMANANA Ravaka Arielle

Adresse : Lot VR 44 Ankadibevava (Haute ville)

Tél : 033 19 906 11

E-mail : [email protected]

Titre du mémoire :

«Caractérisation des réservoirs pétroliers de la partie sud du bassin sédimentaire de

Morondava par méthode sismique »

Nombre de pages : 86

Nombre de figures : 42

Nombre de tableaux : 17

Résumé

Le bassin sédimentaire Sud Morondava, où notre zone d’étude fait partie, a beaucoup attiré

l’attention de plusieurs compagnies pétrolières. Grâce aux différentes interprétations et

nouvelles analyses 2D et 3D des données sismiques faites dans ce présent travail, grâce aux

logiciels ArcGis et Kingdom 8.8, et en tenant compte des données ultérieures, deux couches de

roches réservoirs ont été mises en évidence. La caractérisation et l’estimation quantitative de

ces réservoirs ont permis d’avoir une vue plus claire de ces derniers ainsi qu’une estimation de

la quantité d’huile en place dans cette zone.

Mots clés : Bassin Sédimentaire, Sud Morondava, caractérisation, réservoirs, prospection

sismique, estimation, prospect, modélisation 2D, 3D.

Abstract

The sedimentary basin of the Southern Morondava, where our zone of study is part, drew much

the attention of several oil companies. According to various interpretations and news analyses

2D and 3D of the seismic data made in this present work, to the software ArcGis and Kingdom

8.8, and by taking account of the later data, two layers of rocks reservoirs were put in

obviousness. The characterization and the quantitative estimate of these reservoirs made it

possible to have a clearer sight of this last as well as an estimate of the quantity of oil in place

in this zone.

Keywords: Sedimentary Basin, South Morondava, characterization, reservoirs, estimation,

seismic prospection, modeling 2D, 3D.

Directeurs de mémoire : Monsieur RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier

Monsieur RANDRIAMIARANTSOA Tolojanahary

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