Cadre Géologique Régional
D’un point de vue morphologique, les continents sont formés par des boucliers et des plateformes qui sont restés stables depuis le phanérozoïque constituant ainsi l’ossature des continents et sont recouverts par des bassins sédimentaires.
L’évènement le plus important est sans contexte l’ouverture de l’océan atlantique qui a suivi la formation du rift central. En effet, avant cette ouverture, le Nord-Est américain et l’Ouest africain étaient liés, et leur histoire géologique a par conséquent été commune.
A partir de l’ouverture, il y eut, de part et d’autre de l’Atlantique, la formation de bassins côtiers. Du côté de l’Afrique, il y eut la constitution d’un bassin côtier connu sous le nom de bassin Mauritanie/Sénégal/Gambie/Guinée-Conakry (MSGBC), dont la partie Sénégal est l’élément central.
Ce bassin MSGBC s’étend de la dorsale Riguibat, dans sa limite nord, à la dorsale Léo-Man au Sud. C’est un bassin de marge passive s’ouvrant vers l’Ouest à l’océan atlantique et limité à l’Est par la chaîne des Mauritanides. Ce bassin de marge continentale d’âge méso-cénozoïque recouvre un bassin paléozoïque appelé le bassin de Taoudéni.
L’évolution du bassin sénégalais s’est effectuée parallèlement à l’ouverture de l’océan atlantique et s’est déroulée en plusieurs phases.
Le rifting et les mouvements tectoniques, en rapport avec l’ouverture de l’Atlantique, ont différemment affecté l’évolution du bassin sénégalais conduisant au développement de sous-bassins ou compartiments alignés N-S et délimités par un système de failles transformantes orientées E-W et d’autres types de dislocations structurales.
Tectonique de la zone d’étude
Sur le plan structural, notre zone d’étude est tectoniquement instable et est généralement marqué en profondeur par un réseau de failles normales à regard ouest et orientées NNE/SSW.
Au Maastrichtien, quatre failles principales ont été identifiées au niveau de la zone d’étude. Ces failles sont, d’Est en Ouest, les failles de Tamna, de William Ponty, de Kabor et de Retba. Sur le reste du bloc plusieurs failles normales orientées NE/SW ont été cartographiées .
La faille principale de la zone est la faille de Gadiaga. C’est une faille listrique et des structures en roll-over (Alconsult, Avril 1996) sont observées au niveau des couches de l’Albien et du Turonien constituant souvent des pièges à hydrocarbures. Les formations du Sénonien inférieur et du Maastrichtien sont affectées par une faille antithétique.
Historique des travaux dans la zone d’étude
Les premières traces d’hydrocarbures y sont identifiées depuis 1917, par des imprégnations de bitumes au niveau des formations calcaires à Lépidocyclines dans l’Anse des Madeleines. En 1932, des indices de gaz et d’huile furent rencontrés dans un forage d’eau aux environs de Dakar (Atlantique Ressources Ltd, 1986). Cependant, les véritables recherches modernes ne débuteront qu’en 1952 sous l’égide du Bureau de Recherches de Pétrole (BRP), organisme d’Etat français. La création de la Société des Pétroles du Sénégal (Petrosen) par l’Etat du Sénégal en 1981 engendrera la découverte de nouveaux gisements de gaz naturel exploités entre 1986 et 2000 dans la zone de Diam Niadio localisée au sud du bloc de Tamna. En 1997, PETROSEN découvre un nouveau gisement de gaz naturel au niveau de Gadiaga avec le forage du puits de Gaidiaga-2. Depuis lors, l’activité pétrolière a connu un essor considérable notamment grâce à l’arrivée de la Société Fortesa International qui en synergie avec PETROSEN, développera ce gisement avec les puits de Sadiaratou (permis de Tamna).
La société Fortesa investit d’abord dans des pipelines et des installations de production et a créé Afrique Forage Onshore Sénégal afin de répondre aux besoins de forage au niveau des pays de l’Afrique du NW sans encourir à d’important coût de mobilisation.
Depuis 2005, la société Afrique Onshore Drilling a foré dix-sept puits onshore avec succès au Sénégal, neuf que Fortesa produit actuellement. Ainsi, Fortesa assure la production d’électricité à base d’huile à l’aide de gaz Diésel de manière à réduire la pollution.
Fortesa dispose actuellement : Dix puits onshore produisant du gaz peu profond; Un Gazoduc à proximité de Dakar; De multiples puits d’exploration et de développement planifié en cours.
L’interprétation Quantitative
Elle est basée sur des formules de calcul utilisées selon le type de diagraphie. Ces calculs sont résolus facilement grâce à des abaques qui sont des représentations graphiques d’un paramètre mesuré (exemple: résistivité de la roche) en fonction d’un autre paramètre à déterminer (exemple: la saturation en eau). On distingue deux types d’interprétation quantitative :
Le Quick Look : Ce sont des interprétations tirées à partir de calculs mathématiques en utilisant des formules de base qui donnent directement les paramètres suivants :
La Porosité : Une première méthode consiste à comparer des courbes de porosité, à les superposer d’où le nom «d’Overlay» ou Quick look, que l’on donne à ces méthodes de comparaison. Ces méthodes ne sont possibles que lorsque les logs ont été enregistrés avec des échelles compatibles. Pour pouvoir comparer deux logs de porosité, comme la densité et le neutron
par exemple, il faut que les échelles soient convenablement choisies.
Une autre méthode consiste à déterminer la porosité par calcul avec des abaques à partir de diagraphies : Sonique et de Densité .
Des corrections sur l’effet d’argile, et des hydrocarbures (dans le cas du gaz) seront intégrées dans le calcul de la porosité.
La Perméabilité : Elle réfère à la capacité du sédiment ou de la roche à laisser circuler les fluides qui se trouvent dans les pores. La saturation en Eau (Sw). Le pourcentage (%) d’argile ou argilosité: Vsh.
Ce paramètre est déterminé au niveau de notre permis d’études à partir du log PS (Polarisation Spontanée) ou du GR (Gamma Ray). Ce qui nous permet de corriger certaines erreurs incluant le calcul de la porosité et de la saturation en eau, dans le cas où la formation n’est pas propre (sable argileux). La Lithologie : Elle est établie grâce aux données obtenues de la diagraphie Gamma Ray combinée avec celle de la Polarisation Spontanée permettant ainsi de délimiter les couches sableuses et celles argileuses. Pour identifier les couches évaporitiques (sel, potasse, gypse, anhydrite etc.) on utilise alors la diagraphie GR (Gamma Ray) combiné avec celui du neutron (N).
Le Cyber Look : Ce programme utilise juste les données des diagraphies et interprète graphiquement les paramètres pétrophysiques facilitant ainsi le travail du personnel assigné à la tâche.
Ce dernier utilise le modèle DUAL-WATER (eau libre et eau liée qui ont des salinités différentes) qui traite l’information en deux phases :
Phase1 : correspondant au choix des paramètres mesurés comme : la résistivité de l’eau de formation, densité de la matrice, etc.
Phase 2 : détermine la porosité (Ф), le % d’argile (Vsh), la saturation en eau S𝑤 etc. Et ces résultats obtenus, sont sous forme graphique. Les réservoirs d’hydrocarbures seront déterminés dans le cas où il existe une différence entre la R𝑜 calculée et la RT lue directement. Avec ce programme mis sur pied, l’interprétation des diagraphies devient plus simple et très rapide du fait que tous les calculs qu’on devrait faire sont intégrés dans le programme et les résultats obtenus s’interprètent facilement.
Table des matières
INTRODUCTION
CHAPITRE I : CADRE GEOGRAPHIQUE ET GEOLOGIQUE DU BLOC TAMNA
1-PRESENTATION GEOGRAPHIQUE
2-CONTEXTE GEOLOGIQUE ET STRUCTURAL
2-1-Cadre Géologique Régional
2-2-Tectonique de la zone d’étude
CHAPITRE II : ETUDE LITHOLOGIQUE DU BLOC TAMNA
1-HISTORIQUE DES TRAVAUX DANS LA ZONE D’ETUDE
2-LA LITHOLOGIE DE LA ZONE D’ETUDE
CHAPITRE III : CARACTERISATION PETROPHYSIQUE DES RESERVOIRS DANS LA ZONE DE SADIARATOU
1-MESURE DES PARAMETRES PETROPHYSIQUES
1-1-L’interprétation Quantitative
1-1-1- Le Quick Look
1-1-2-Le Cyber Look
2-RESULTATS ET DISCUSSIONS
2-1-La Porosité
2-2-La Perméabilité (K)
2-3-La saturation en Eau (Sw)
CONCLUSION GENERALE
RECOMMANDATION
REFERENCE BIBLIOGRAPHIQUE
