Le développement d’un pays dépend de sa capacité à disposer d’une source propre d’énergie. Ceci reste le moteur de son développement. Actuellement, Madagascar importe la quasi-totalité de ses besoins d’hydrocarbure pour faire tourner ses centrales électriques. Pourtant, le pays dispose d’une réserve récupérable de 1,7 milliard de barils d’huile lourde à Tsimiroro .

Ainsi, l’Etat Malagasy a fait de sa priorité le développement de l’exploitation de l’huile lourde de Tsimiroro afin de satisfaire le besoin de leurs centrales électriques. La compagnie Madagascar Oil S.A met en œuvre ce projet, qui est maintenant dans la phase de développement et vient d’acquérir son permis environnemental.

L’exploitation de l’huile lourde de Tsimiroro se fait en utilisant la méthode d’injection de vapeur pour diminuer la viscosité de l’huile avant de la pomper [11]. De l’eau et de l’huile sont obtenues à la production. Mais seul l’hydrocarbure est valorisé, l’eau servira partiellement à réalimenter le générateur de vapeur ou suivra les rejets dans le sous-sol. Voilà ce qui nous a conduit à choisir ce sujet de mémoire intitulé « Relations entre les techniques de complétion et le volume de production pour un projet d’extraction d’huile lourde par injection de vapeur».

Contexte général

Le pétrole, tout comme le gaz naturel, est un combustible fossile qui provient de la décomposition de la matière organique présente en plus ou moins grande concentration dans les sédiments. En pratique, l’enfouissement progressif des sédiments va permettre à la matière organique de se décomposer lentement (sur des millions d’années) et de se transformer en hydrocarbures.

Système pétrolier

On appelle « système pétrolier » l’ensemble formé d’une roche mère qui a généré les hydrocarbures, d’une roche réservoir (poreuse et perméable) qui les accueille au cours de la migration et d’une roche couverture (imperméable) qui donnera son étanchéité au piège. Les restes fossilisés de végétaux et d’animaux aquatiques ou terrestres et de bactéries s’accumulent au fond des océans, des lacs ou dans les deltas. Appelés kérogène, ces résidus organiques sont préservés dans des environnements où les eaux sont dépourvues d’oxygène, se mêlant ainsi aux sédiments minéraux pour former la roche-mère. Plus légers que l’eau, le pétrole et le gaz remontent le long des niveaux de roches poreuses (roche-réservoir) dans lesquelles ils sont confinés si ceux-ci sont surmontés de roches imperméables (roche-couverture). Si rien ne les arrêtent, ils suintent à la surface.

Dans ce réservoir, les hydrocarbures vont se déplacer sur des distances allant de quelques mètres à plusieurs centaines de kilomètres jusqu’à ce qu’ils soient arrêtés dans des structures particulières qui sont les pièges recouverts d’une couche imperméable (la roche couverture).

Pétrole conventionnel 

Dans le cas du pétrole conventionnel, les hydrocarbures formés au niveau de la roche-mère migrent vers une roche poreuse et perméable (appelée réservoir). Ils s’y accumulent et forment des gisements dont l’exploitation se fait par simple forage. Dans une première phase, l’exploration consiste à rechercher des pièges qui ont été chargés en hydrocarbures. Dans une deuxième phase, la production est assurée par des puits forés à l’aplomb du piège en utilisant des mécanismes de déplétion naturelle ou de réinjection d’eau ou de gaz. Le taux de récupération, c’est‐à‐dire le pourcentage d’hydrocarbures conventionnels récupérés en surface, est de l’ordre de 30 à 50 % pour l’huile et de 50 à 80 % pour le gaz. Elle peut être améliorée grâce aux techniques du forage horizontal et de stimulation.

Pétrole non-conventionnel 

Les pétroles non conventionnels sont constitués par une catégorie spéciale de système d’hydrocarbures, à côté de leurs homologues conventionnels et des gaz. Ils résultent du vieillissement de pétroles légers originels. Mais dans des conditions favorables, ils peuvent quelquefois faire l’objet d’une exploitation économiquement rentable. On connaît de par le monde des pays qui ont trouvé des intérêts à exploiter leur gisement d’huile lourde ou de bitume. A titre d’exemple, on peut citer le gisement d’Athabasca au Canada et celui de Tambaredjo au Suriname.

Les accumulations de pétroles non conventionnels n’ont pas de préférence quant à la profondeur de gisement. En effet, même si la majorité des réserves existantes sont contenues dans des réservoirs gisant à des faibles profondeurs, il n’est pas rare de récupérer en cours de forage, des cuttings à indices de bitume en provenance des grandes profondeurs.

Les huiles lourdes constituent une catégorie d’hydrocarbures liquides intermédiaires entre les pétroles légers conventionnels et les bitumes. On pense qu’elles résultent également du vieillissement d’un pétrole léger originel, suite à la perte des fractions volatiles. Mais contrairement à la perte presque totale des fractions légères pour le bitume à cause de l’exposition à l’atmosphère, il en reste encore une partie dans les huiles lourdes. Cela justifie leur état résiduel encore plus ou moins fluide, mais pas pourtant assez pour qu’elles puissent s’écouler adéquatement.

Zone d’étude 

Localisation

La zone de Tsimiroro est localisée dans le couloir dépressionnaire Karoo, au sud de Bemolanga mais au nord de Maroaboaly. Le permis habituel est grosso modo limité par les coordonnées Laborde X = 231 500 – 280 000 Est et Y = 825 000 – 921000 Nord. Son centre se trouve, sur route à 450 km au nord-ouest d’Antananarivo et à 170 km à l’est de Maintirano.

La zone est à cheval entre les régions Melaky et Menabe. Elle est dominée à l’Est par la chaîne cristalline du Bongolava et à l’ouest par le plateau calcaire du Bemaraha. Actuellement, le gisement d’huile lourde de Tsimiroro se trouve dans le bloc pétrolier 3104 détenu par la société Madagascar Oïl S.A (MOSA) .

Géologie de la région 

Structure
La structure de Tsimiroro repose sur un horst du socle long de 80 km du nord au sud et large de 10 km d’ouest à l’est. Sur ce horst se sont déposées des séries sédimentaires provenant des érosions rythmiques du socle proche. L’axe du horst est parallèle au contact entre le socle et le sédimentaire dont il est distant de 30 km. Le flanc oriental est raide et comporte des failles normales, tandis que le flanc ouest est de pendage plus doux et moins accidenté.

Le recouvrement sédimentaire appartient à la série Isalo Supérieure des dépôts Karoo. Un ensellement divise la structure en deux parties :
– la partie nord comprend les sous-structures de Bemahatazana, Bekodoka et Analamavo.
– la partie sud est constituée par les sous-structures d’Ankisatra-Folakara, d’Ankilimirafy-Tsimiroro et de Marokomony-Andrakaraka.

Les principaux éléments structurels sont les failles et un réseau d’intrusions magmatiques traversant la région de Tsimiroro. Un réseau dense de dykes ignés a pénétré l’ensemble de la zone. Ils ont été mis en évidence comme un obstacle potentiel à l’injection de vapeur durant la phase pilote. Le profil de dyke sur le terrain peut être négatif (dyke préférentiellement aux intempéries) ou positif (roche encaissante préférentiellement d’altération). Leur mise en place date du Crétacé Inférieur et a lieu dans les fractures verticales liées aux failles du horst. La densité de dykes varie de 5 km/km² au nord à 1,8 km/km² au sud.

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