Logiciels d’interprétation sismique

ANALYSE ET INTERPRETATION DES DONNEES

Il existe plusieurs types de logiciels d’interprétation sismique notamment Kingdom Suite de IHS Global, Geographyx (Halliburton), Petrel (Schlumberger), etc. Dans le cadre de ce travail, le principe consiste à intégrer les données sismiques 3D et les données de puits dans le logiciel Kingdom version 2017. Ce qui permettra une modélisation de la zone d’intérêt afin d’y identifier des prospects et de les apprécier. Les principales fonctions utilisées sont : ❖ Fault : pour créer et pointer les failles ; ❖ Horizon : pour créer et pointer des réflecteurs ; ❖ Grid : pour créer des cartes de temps, de profondeurs, d’amplitudes et d’épaisseurs ; ❖ VuPak : pour visualiser des lignes sismiques et les cartes d’horizons en 3D ; ❖ Volumetric : pour faire le calcul des ressources en place.

Identification du profil sismique

Il s’agit ici du profil de la ligne sismique 2D 1038 NWA qui va de l’ultra-profond à la plateforme (figure 9).Le calage consiste à faire correspondre les réflecteurs sismiques exprimés en temps aux limites de couches exprimées en profondeur au niveau des forages. Cette opération est rendue possible par les données de puits qui déterminent la profondeur des horizons et les données sismiques qui donnent la vitesse de traversée de ces horizons. Elle permet également de connaître l’âge relatif des horizons. Le calage du puits DSDP – 367 sur la ligne sismique 2D 1038 NWA qui traverse le bloc SOSP a été effectué grâce aux données de check-shot contenues dans le tableau 5. qui vise à étendre la sélection faite lors du pointage sur l’ensemble de l’image sismique ou du volume sismique. Le réflecteur correspond souvent à des fragments d’une interface sédimentaire. Ce qui peut compliquer le « tracking » dans la mesure où il n’est pas évident d’établir une correspondance directe entre réflecteur et horizon ; y arriver nécessite une image sismique de bonne qualité et surtout une connaissance du domaine. Outre le « picking » des réflecteurs importants, il est possible de détecter d’autres objets géologiques tels que les failles et les chenaux en référence à des caractéristiques spécifiques comme des déconnexions de réflecteurs pour les failles.

Horizons sismiques identifiés

Un horizon est une interprétation sismique d’un réflecteur matérialisant l’interface entre deux couches géologiques. Ce sont de bons réflecteurs d’ondes acoustiques ce qui les rend facilement identifiables sur les images sismiques. Il peut s’étendre sur plusieurs kilomètres et peut devenir discontinu s’il est affecté par des accidents tectoniques ou autres événements structuraux ou stratigraphiques. distance de 260 km dans la partie ultra profonde Sud du bassin MSGBC ainsi que la ligne sismique 2D 1038 NWA calée avec ce puits et qui traverse tout le bloc (figure 11). L’analyse des faciès sismiques consiste à l’étude des caractéristiques d’une succession plus ou moins conformes de strates pouvant constituer une unité stratigraphique. Cette dernière peut être caractérisée par la lithologie et l’énergie de dépôt ainsi que ses paramètre. L’unité stratigraphique U1 est délimitée à son toit par l’Horizon H1. Elle constitue la base de l’unité stratigraphique U2 qui est délimitée par les Horizons H1 et H2. Cette dernière est surmontée par l’unité stratigraphique U3 dont les limites sont les horizons H2 et H3 et constitue la base de l’unité U4. Le fond marin délimite l’unité U4 à son toit.

Caractérisation des horizons d’intérêts

La connaissance de la géologie locale grâce à l’historique de l’exploration dans le compartiment Casamance-Bissau a permis d’identifier l’Albien et le Cénomanien comme étant des Formations d’intérêts dans la zone. En effet, l’Albien identifié au niveau du puits CM-4 contient deux réservoirs de 10 m à 20 m d’épaisseur avec des porosités de 10 % à 12 % environ (THANI EMIRATE PETROLEUM, 2007). Les données des deux réservoirs du Cénomanien identifiés dans le puits CM-2S&P sont regroupées dans le tableau 9 (ROC OIL COMPANY LIMITED, 2002). Ces deux horizons sont retrouvés dans l’unité stratigraphique U2 (figure 16). Cette dernière repose sur la surface en « onlap » qui représente le toit de l’unité stratigraphique U1. En outre, grâce à l’exploration du compartiment Casamance–Bissau, un modèle litho structural de l’Offshore Sud du Sénégal a été proposé suivant la ligne sismique 2D 1038 NWA allant de l’ultra- profond à la plateforme. Ce modèle est basé sur les données lithologiques du puits DSDP – 367 situé dans l’ultra-profond et le puits Wolof – 1 qui est sur la plateforme pour les formations qu’il a traversées.

L’offshore Sud du Sénégal peut être subdivisé en sept grandes unités stratigraphiques. Une première unité qui constitue le socle limité à son sommet par la discordance majeure du Synrift. La deuxième unité est essentiellement constituée de calcaires intercalés de marnes et d’argiles. Des calcaires argileux avec des nodules de cherts constituent la troisième unité. Dans la quatrième unité on note des argiles noires calcareuses dans l’ultra-profond qui deviennent plus carbonatées vers la plateforme. La cinquième unité est essentiellement formée d’argiles silteuses à intercalations de marnes et de carbonates biogéniques. Elle enveloppe la discordance du Sénonien Inférieur et est limitée par la discordance du Crétacé Supérieur. Les argiles avec des cherts et porcelanites de la sixième unité située entre la discordance du Crétacé Supérieur et celle du Miocène Inférieur deviennent plus calcaires vers la plateforme. Le tout est surmonté par une septième unité constituée d’argiles silteuses à intercalations de marnes et de sables avec dans l’ultra-profond des calcaires karstifiés par endroits (figure 18).