Roches réservoirs et roches couvertures

Roches réservoirs et roches couvertures

Les hydrocarbures, au cours de leur migration, arrivent dans une roche poreuse et perméable pour s’y accumuler, c’est la roche réservoir. Cette roche réservoir se détermine par ses propriétés pétrophysiques propices à l’accumulation d’hydrocarbures notamment une bonne porosité et bonne perméabilité. Si les hydrocarbures ne rencontrent pas d’obstacles, ils continuent leur chemin de migration et arrivent en surface, on parle de dysmigration. Par contre si la roche réservoir est surmontée d’une roche couverture (couche imperméable à granulométrie très fine) l’ascension des hydrocarbures est bloquée.

Réservoirs prouvés

Trois réservoirs d’hydrocarbures ont été identifiés sur la section Crétacé inférieur-Tertiaire : les calcaires oligocènes (CM-5), les grès du Miocène (CM-9) et le Maastrichtien (SF-4). ➢ Réservoir du Maastrichtien Supérieur La meilleure qualité de réservoir dans la zone est constituée par les grés du Maastrichtien Supérieur. Malgré la prédominance de schistes, le Maastrichtien Inférieur possède un potentiel de réservoir composé de sables fins à ciment calcaire avec une porosité pouvant aller jusqu’à 36 % dans le puits BAO-1. La section de réservoir dans le puits CM-10 mesure 234 m avec une épaisseur Net To Gross (NTG) d’environ 50 %.

Le Paléocène pourrait servir de couverture au réservoir Maastrichtien grâce à ses argilites basales. ➢ Réservoir Oligocène Ce réservoir, identifié et caractérisé grâce au puits CM-5, est une accumulation de foraminifères benthiques et planctoniques peu consolidés avec une épaisseur variant de 10 m à 80 m d’où le nom de foraminiférite. Il est généralement constitué de calcaires et de marnes. Sa porosité est excellente allant de 40 % à 60 %. La densité de l’huile à 10 ° API prouve le pétrole lourd du Dôme Gea / Dôme Flore qui serait causée par la biodégradation ou le lavage à l’eau.

L’action bactérienne est favorisée par des températures basses dues à l’enfouissement peu profond du réservoir scellé par les argiles basales du Miocène. D’autre part, le mouvement du sel entrainerait une fuite d’hydrocarbures légers ou un chemin pour la circulation de l’eau météorique au sein du réservoir. 19 ➢ Réservoir du Miocène inférieur Constitué de grés à grains moyens et un ciment carbonaté, le réservoir a une porosité de 32 % à 45 % dans le puits CM-9. On note un amincissement des grès du Miocène vers le dôme de sel avec des épaisseurs de 233 m dans CM-10 à 86 m dans SF-4. Les argiles ou marnes du Miocène Inférieur font office de faciès d’étanchéité bien qu’elles puissent passer localement à des faciès sableux avec un potentiel de couverture marginal.

Réservoirs Potentiels

Il s’agit des réservoirs : albiens, cénomaniens et sénoniens inférieurs. ➢ Réservoir albien L’enfouissement à 3000 m de profondeur des réservoirs albiens constitués de schistes, de calcaires et de grés leur attribue une qualité médiocre à passable. Quelques intervalles de 10 m à 20 m de profondeur avec une porosité faible de 10 % à 20 % ont été identifiés dans le puits CM-4 mais ceux observés dans le puits GLW-1 ont une porosité visuelle modérée à bonne. Les schistes intra-formationnels particulièrement les argiles de l’Albien supérieur font office de couverture. Le réservoir serait régionalement scellé par le Cénomanien et le Turonien. ➢ Réservoir cénomanien L’intervalle carbonaté des réservoirs cénomaniens se constitue essentiellement de calcaire associé à des caractéristiques de réservoir de qualité moyenne à modérée. Le caractère de réservoir des grés cénomanien apparait dans les puits CM-2 et DLA-1.

Le premier contient deux unités avec un intervalle productif net de 40 m et une porosité moyenne de 16 %. La section du réservoir d’âge Cénomanien supérieur du puits DLA-1 est moins profonde avec une porosité maximale de 35 %. Les schistes du Cénomanien supérieur et du Turonien constituent la roche couverture du Cénomanien. ➢ Réservoir sénonien inférieur Les puits CM-4, WLF-1 et DLA-1 donnent le meilleur développement de la section du Sénonien inférieur où ont été interprétés des intervalles productifs nets allant de 4 m à 20 m avec une porosité de 20 % à 25 %. Le Sénonien inférieur est généralement constitué de grés, argiles limoneux et calcaires. Il est également marqué par la discordance régionale du Sénonien inférieur. Ce sont les vastes schistes du Campanien qui servent de roche couverture au réservoir du Sénonien inférieur. 

Pièges situés dans les périphéries du bloc SOSP

L’accumulation en grande quantité d’hydrocarbures fait appel à une géométrie des roches particulièrement favorable appelée piège. Le piège peut être d’ordre structural, stratigraphique ou mixte 20 (figure 8). Les principaux pièges observés dans les périphéries du bloc SOSP sont stratigraphiques ou mixtes.