Le bloc de Diender
Cadre géologique : Une coupe passant à travers le bloc de Diender a été effectuée. Au crétacé inférieur et Moyen, des argiles et du silt avec des passés de sable se sont déposés sur le talus continental. Après la transgression majeure du Turonien, des mouvements tectoniques se sont produits sur le continent résultant en un apport massif de sédiments clastiques au Sénonien. Après un épisode d’érosion sous-marine (discordance du crétacé supérieur) un cycle régressif s’est ainsi développé atteignant son extension maximum à la fin du Maastrichtien. Une série clastique contenant un pourcentage croissant de sable s’est déposée à l’emplacement du forage Gadiaga-1 sous une faible épaisseur d’eau se terminant par le dépôt des sables massifs à eau douce du Maastrichtien supérieur.
Le début du tertiaire est marqué par une transgression généralisée. La mer s’étend jusqu’au Sénégal oriental. L’apport clastique dans l’Ouest du Sénégal se réduit à des argiles peu abondantes qui alternent avec des formations peu épaisses de calcaire et de marne. Globalement, la lithologie de la zone d’étude est la suivante : Le Cénozoïque est marqué par plusieurs faciès : Des sédiments détritiques non consolidés (argiles, silts et sables) caractérisent le Quaternaire. Les sédiments du Pléistocène sont formés de latérite, de sables intercalés avec de minces couches d’argiles.
Des dépôts d’argiles dans le plateau continental en discordance sur le Maastrichtien (Paléocène et l’Eocène), suivis par des calcaires et des marnes.
Une séquence siliceuse caractéristique d’un bassin non rempli qui a débuté avec une régression à l’Oligocène et qui se poursuit au Miocène.
L’Eocène moyen et supérieur est formé par des dépôts de plate-forme peu profonde avec des zones localement confinées. L’Eocène est constitué essentiellement d’argiles calcaires passant localement à des marnes et des passées de calcaires.
Le Paléocène se caractérise par une séquence carbonatée recouverte généralement par des argiles. Le Paléocène inférieur est constitué d’une alternance de grès et de calcaires.
Le Crétacé supérieur marque le début d’une régression majeure qui atteint son maximum au Maastrichtien. Ce cycle régressif n’a été interrompu que par la transgression du Campanien. Le Maastrichtien est fortement caractérisé par une intense régression et se manifeste par le dépôt d’une épaisse séquence de sables fluvio-deltaïques appelés les « sables aquifères du Sénégal ». Le Campanien se caractérise par une transgression relativement faible et se manifeste par un dépôt de sables de faibles épaisseurs. Cette période est essentiellement constituée d’argiles avec des lentilles de sables qui diminuent progressivement vers le toit.
Le Santonien est constitué généralement d’une alternance de grès et d’argiles. Ces grès sont décrits comme étant des grès fins à ciment calcaire ou argileux. Ils sont en alternance avec des argiles indurées légèrement calcaires et avec de la pyrite disséminée.
Définition et caractéristiques des hydrocarbures
Un hydrocarbure est un composé organique constitué exclusivement d’atomes de carbone et d’hydrogène.
Sous forme de matière organique, ils constituent une ressource énergétique essentielle pour l’économie d’un pays depuis la révolution industrielle, mais sont aussi source de gaz à effet de serre issus de leur utilisation massive.
Il s’agit d’énergies non renouvelables dont les gisements commencent à s’épuiser ou sont très coûteux à exploiter, qu’il s’agisse du charbon, du pétrole ou du gaz naturel.
Le pétrole (encore appelé « oil » en anglais) et le gaz naturel sont des hydrocarbures dont la formation date d’environ 20 à 350 millions d’années. Ils proviennent de la décomposition d’organismes marins (principalement de plancton) accumulés dans des roches sédimentaires constituant ainsi des roches-mères (argiles en majorité), au fond des océans, des lacs et des deltas.
La transformation de la matière organique en hydrocarbures s’échelonne sur des dizaines de millions d’années, en passant par une substance intermédiaire appelée kérogène. Le pétrole et le gaz produits peuvent ensuite se trouver piégés dans des formations géologiques particulières, appelées «roches réservoirs» .
Processus de formation des hydrocarbures
De la matière organique aux hydrocarbures
L’accumulation de matière organique dans les sédiments : La matière organique est issue d’êtres vivants (plancton, végétaux, animaux, etc.). Composée pour l’essentiel de carbone, d’hydrogène, d’azote et d’oxygène, elle forme ce que l’on appelle « la biomasse ». Cette biomasse est généralement détruite par des bactéries mais une faible partie (moins de 1 %) se dépose au fond des milieux aquatiques.
Dans cet environnement pauvre en oxygène, la matière organique est en partie préservée. Elle se mélange ensuite à des matières minérales provenant soit de l’érosion de reliefs émergés bordant ces dépressions (argile, sables), soit d’une activité biologique (calcaire), ou encore de l’évaporation de l’eau dans des lagunes (sel, gypse), créant ainsi des boues de sédimentation. Celles-ci s’accumulent par couches successives sur des dizaines voire des centaines de mètres. Originellement déposées en couches horizontales appelées strates ou lits, les couches sédimentaires peuvent être déformées par les processus géologiques liés à la tectonique comme la dérive des continents provoquée par le mouvement des plaques. Ces déplacements des plaques océaniques et continentales provoquent des glissements qui sont à l’origine des chaines de montagne ou de grandes fosses marines. Ils provoquent ainsi la formation d’anticlinaux (dômes) et de synclinaux (cuvettes) si les couches sont ductiles et la formation de failles (fractures) si les couches sont cassantes. Si ces structures subissent l’action de l’érosion pendant des milliers d’années, et sont ensuite recouvertes par des couches plus récentes, on parle de discordance. La formation du kérogène : Au début de la sédimentation jusqu’à une profondeur d’environ 1 000 mètres sous le plancher océanique, la matière organique contenue dans les roches-mères subit une transformation sous l’action de bactéries anaérobies (vivant en milieu privé d’oxygène). Elles en extraient l’oxygène et l’azote, aboutissant à la formation de kérogène. Il s’agit d’un composé solide disséminé sous forme de filets au sein des sédiments, contenant surtout du carbone et de l’hydrogène.
La maturation du kérogène en hydrocarbures : La roche-mère subit également un enfouissement. Le kérogène est donc soumis à des pressions et des températures géothermiques de plus en plus élevées, augmentant d’environ 3°C tous les 100 mètres. À une température supérieure à 60°C, correspondant à un enfouissement d’environ 1 500 à 2 000 mètres, le kérogène subit un craquage thermique, appelé également « pyrolyse ».
Cette transformation chimique élimine l’azote et l’oxygène résiduels pour laisser de l’eau, du CO2 et des hydrocarbures (molécules exclusivement composées de carbone et d’hydrogène). Le mélange d’hydrocarbures liquides est appelé pétrole.
Des hydrocarbures gazeux sont également générés lors de la transformation du kérogène. La proportion de gaz au sein de la roche-mère s’avère d’autant plus élevée que la durée et la température de transformation du kérogène sont importantes :
entre 60° et 120°C (entre 2 000 à 3 000 mètres de profondeur), le kérogène produit principalement du pétrole et une faible quantité de gaz ;
à partir de 120°C (soit 3 000 mètres), la production de pétrole à partir du kérogène devient insignifiante. Les hydrocarbures liquides présents dans la roche-mère sont à leur tour transformés en molécules de gaz sous l’effet de la température et de la pression ; au-delà de 150°C (soit un enfouissement supérieur à 4 000 mètres), il ne se forme plus que du gaz.
Formation des gisements d’hydrocarbure
Le pétrole et le gaz sont des matières premières facilement exploitables lorsqu’ils se concentrent dans un réservoir par des phénomènes de migration.
Migration primaire : Le pétrole est initialement contenu dans la roche-mère, compacte et imperméable. Sous l’effet de la pression, les hydrocarbures souvent mélangés à de l’eau, issus du kérogène peuvent être expulsés de leur formation d’origine, migrant alors éventuellement vers une future roche-réservoir. Migration secondaire : De faible densité, les hydrocarbures ont tendance à remonter jusqu’à la surface de la Terre. Ils s’échappent très lentement à travers les couches sédimentaires perméables qui jouxtent la roche-mère :
En général il faut qu’il y ait une couche étanche et imperméable appelée couverture empêchant les hydrocarbures de se mouvoir pour ne pas être perdus en conséquence. Au cas où les hydrocarbures traversent la couverture et se retrouvent en surface, on parle de dysmigration. En effet la migration secondaire s’effectue au sein du 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
Composition et Caractéristiques : Le constituant principal des gisements de gaz naturel est le méthane. Le méthane est l’hydrocarbure le plus simple et le plus léger, il est constitué d’un seul atome de carbone et quatre atomes d’hydrogène. Les autres hydrocarbures qui peuvent être présents sont l’éthane (C2H6), le propane (C3H8), le butane (C4H10), le pentane (C5H12), l’hexane (C6H12), l’heptane (C7H14) et l’octane (C8H16). Pour être utilisable, le gaz naturel peut nécessiter un adoucissement (retrait de la majeure partie des composants acides, gaz carbonique et sulfure d’hydrogène essentiellement) et un dégasolinage (retrait des fractions lourdes du gaz). Il doit dans tous les cas être déshydraté. Toutes ces opérations visent à éliminer les impuretés présentes dans le gaz lors de son extraction.
Le gaz naturel est plus léger que l’air. À l’air libre, il s’élève et se dissipe rapidement. Il est incolore, inodore et sans goût, mais on y ajoute un odorant pour des raisons de sécurité. C’est le mercaptan qui lui donne une forte odeur qui permet de détecter rapidement sa présence.
Le gaz naturel ne s’enflamme pas facilement, il faut qu’il atteigne une concentration précise de 5 % à 15 % et qu’une source d’ignition soit présente pour qu’il puisse s’enflammer. Hors de cette plage d’inflammabilité, il ne s’enflammera pas.
S’il se trouve en contact avec de l’eau, il ne se mélange pas et ne la contamine pas. Il fait des bulles, remonte à la surface et se dissipe rapidement dans les airs. Avec de telles propriétés et en respectant les règles de base, le gaz naturel est une énergie très sécuritaire.
Notion de gisement de gaz conventionnel et de gisement de gaz non conventionnel : Selon la profondeur et les types de gisements, le gaz peut être conventionnel ou non conventionnel. Cela dépend de sa difficulté d’extraction et des techniques d’exploitation. A l’inverse des gaz conventionnels piégés dans un gisement facile à exploiter, les gaz non conventionnels sont difficiles à extraire. Les producteurs de gaz ont historiquement privilégié l’exploitation du gaz conventionnel qui garantit un taux de récupération des ressources de 80% contre 20% en moyenne pour le gaz non conventionnel. La part de ce dernier a toutefois fortement augmenté ces dernières années, en particulier aux États-Unis.
Table des matières
INTRODUCTION
CHAPITRE I : CADRE GEOGRAPHIQUE ET GEOLOGIQUE DU SECTEUR D’ETUDE
I-1. Cadre géographique
I-1.1. Localisation
I-1.2. Relief et climat
I.2. Cadre géologique
I.2.1. Le bassin MSGBC
I.2.2. Le bassin sédimentaire du Sénégal
I.2.3. Le bloc de Diender
Chapitre II : Géologie des hydrocarbures et les potentialités pétrolières et gazières de la zone d’étude
II -1. Définition et caractéristiques des hydrocarbures
II-2. Processus de formation des hydrocarbures
II-2.1. De la matière organique aux hydrocarbures
II-2.2. Formation des gisements d’hydrocarbure
II-2.3. Les différents types de pièges
II-3. Le gaz naturel
II-3.1. Composition et Caractéristiques
II-3.2. Notion de gisement de gaz conventionnel et de gisement de gaz non conventionnel
II-4. Etude de cas : le gisement de gaz du bloc de Diender
II-4.1. Caractéristiques
II-4.2. Les potentialités en hydrocarbure de la zone d’étude
Chapitre III : Généralités sur les Diagraphies différées
III-1. Définition et Intérêts
III-1.1. Définition
III-1.2. Intérêts
III-2. Le forage
III-2.1. Principe
III-2.2. Le phénomène d’invasion
III-3. Principe des diagraphies différées
III-3.1. Diagraphie mécanique du diamètre du puits : Caliper ou Diamétreur
III-3.2. Diagraphie de Polarisation spontanée (PS)
III-3.3. Diagraphies de résistivité
III-3.3.1. Classification
III-3.3.2. Les dispositifs focalisés : les Laterologs
III-3.3.2.1. Microdispositifs focalisés
III-3.3.2.2. Macrodispositifs focalises
III-3.4. Diagraphie de Radioactivité naturelle de type Gamma (Gamma Ray)
III-3.5. Diagraphies de porosité
CONCLUSION PARTIELLE
Chapitre IV : Analyse et Interprétation des données géologiques et des résultats de diagraphie
IV-1. Présentation des puits effectués dans la zone
IV-1.1 Localisation des puits
IV-1.2. Litho-stratigraphie : Exemple du Puits de Gadiaga-2 (Gd-2)
IV-2. Interprétation des données diagraphiques des puits
IV-2.1. Identification des niveaux réservoirs
IV-2.2. Détermination des paramètres pétrophysiques des réservoirs
IV-3. Corrélation entre les puits de la zone
CONCLUSION GENERALE
RECOMMANDATIONS
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
