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SYNTHESE D’EXPLORATION D’HYDROCARBURE POTENTIEL

Une bonne porosité a été observée dans les couchesdes grès, des calcaires et des sables dans le Tertiaire. L’Eocène peut contenir du gaz expulsé des plus vieux roches et des pièges principalement stratigraphiques y ont été détectés. Dans Mahajamba-1, la Cénomanien est formé par de schistes limoneux mais cette formation est absente dans le Mariarano-1 où la séquence Albian schisteux épaisse n’est un réservoipotentiel. En affleurement, les grès à grains moyens ont une porosité allant jusqu’à 30% et une bonne perméabilité jusqu’à 1 000 mds.
Le début du Crétacé est dominé par des schistes marins. Il contient de bons réservoirs et des couvertures sauf dans la roche mère mûre qui parait assez pauvre. Le réservoir crétacé inférieur est scellé par les Albian, Aptian et lesschistes Néocomien. Pendant la Néocomien, l’épaisseur de grès continental de Sitampiky a étédéposée à l’ouest de Betsiboka (figure 29 pour le Sofia). Le réservoir de bonne qualité de ces affleurements peut être habillé par le schiste. L’évaluation pétrophysique dans l’intervalle crétacé suggère une saturation résiduelle en huile de l’ordre de 10 à 30%.
Le Play Jurassique est limité au Jurassique Moyen. Il couvre une partie large de l’onshore. Les roches réservoirs pétroliers dans les puits hopy,I Marovoay et Sofia sont donc piégés dans des calcaires poreux dans l’ouest et des grès dans l’est (figure 29). De plus, l’indice du bitume considérable a été trouvé dansesl puits peu profonds d’Ankaramy. Les hydrocarbures pourraient être aussi dans la roche mère de Sakamena. Les hydrocarbures piégés dans l’Isalo pourraient être avoir dismigréedans ce réservoir. Aucun réservoir n’a été identifié dans le sud du bassin de Mahajanga et lesgrès minces locaux sont déposés à l’est de la rivière de Mahajamba, ce qui n’offre aucune bonne qualité du réservoir.
La formation de l’Isalo représente le réservoir leplus important du bassin de Mahajanga. En affleurement, la partie inférieure contient 80 % de grès avec une épaisseur variée entre 100 et 1 000m (figure 27). Il est composé de grés arkosique mal consolidé formé par de gros grains au grès micro conglomératique d’origine fluviatile. La partie supérieure de 200 à 250m d’épaisseur est composée de grès à grains fins à moyens interstratifiés avec des schistes. Le Play Permien au Trias correspond à la formation Sakamena et Isalo. Dans la région côtière (offshore), sa profondeur dépasse 5 000m avec une baisse de caractéristiques du réservoir due aux phénomènes des tassements).
D’après les figures 27 et 28 ci-après, le bloc diagramme (figure29) dans le bassin de Mahajanga peut former en prenant au moins trois(3) puits Ihopy, Marovoay et Tuilerie. Ce  Caractéristique des réservoirs pétroliers bloc représente l’image des couches traversées parces forages. Pour savoir les réservoirs pétroliers, il suffit d’interpréter les résultats btenuso.

INTERPRETATION

Le prospect de Katsepy-1 qui sera foré sur une structure de bloc disloquée avec de doubles objectifs (structuraux et stratigraphiques) de NNO. Il permettrait d’obtenir des confirmations et des exactitudes sur les aspects stratigraphiques et structuraux géologiques du bassin crétacé. Ainsi, elles fourniraient une nouvelle méthode d’approche et le guide pour que d’autre prospection pétrolière fonctionne, afin d’augmenter, réévaluer, et favoriser le potentiel d’hydrocarbure du bassin crétacé de Mahajanga.
Pour le Tertiaire, les deux puits offshore Mariarano-1 et Mahajamba-1 présentent le réservoir calcaire gréseux Eocène. Ce réservoir possède une porosité faible de 15% au Miocène et variant de 17 à 21% à l’Oligocène. Ces p uits montrent aussi de formation sableuse dont sa porosité moyenne reste à environ 30%. Donc, les réservoirs avec de bonnes caractéristiques existent dans le tertiaire.
Dans le crétacé, un bon réservoir est trouvé avec puitsl onshore Sofia-1, Tu-1. Ce réservoir est formé par de grès de Cénomanien, Albien avec une bonne porosité de 22 à 30%. La formation schisteuse rencontrée dans Mahajamba-1 n’existe pas dans Mariarano-1 même si tous les deux puits se trouvent dans offshore. Ce qui explique que les réservoirs répartissent différemment dans l’espace. Ils peuvent être présentés une certaine discontinuité. Ainsi, l’Albian schisteux avec une couche épaisse provoque une absence de réservoir potentiel. Dans le Crétacé inférieur, une bonne porosité comprisentre 10% à 40% est estimé dans le réservoir gréseux du Néocomien et le grès Aptien deSitampiky. En principe, les roches ayant ces valeurs de porosité sont considérées comme lesbons réservoirs pétroliers (grès) dans la zone centrale de Marovoay. Ce crétacé riche en grèsest classé comme une assez bonne propriété des réservoirs. Cependant, dans le Tu-1,sa teneur en argile augmente, la porosité diminue et la potentialité des réservoirs devient aiblef. Toute formation dans ce Play inférieur présente un bon réservoir dansonshore et offshore (Tulerie-1).
Les résultats de forage réalisé dans l’Ihopy ont rév lé des traces de bitume. Dans les puits Sofia-1 et Tulerie-1, une formation calcaire a été révélée à l’ouest du fleuve Betsiboka. La formation est gréseuse au nord du fleuve. Les réservoirs fissurés indiquent une assez bonne porosité (figure 27).
Le Play Jurassique présente une faible porosité de5% à 22%. Les formations Late Lias à Bajocien n’ont été observées qu’en affleurement. Grace à cette faible porosité et sa perméabilité, elles sont classées dans les dolomitiques, exceptionnellement dans les couches de grès qui ont une valeur de porosité égale à 30%avec une bonne perméabilité.
Au Bajocien-Bathonien, ce réservoir dolomitique a 20% de porosité. Par contre, le réservoir calcaire oolitique possède une porosité ed 0,6 à 12%. Pour les puits Ihopy-1, la porosité varie de 7 à 16%. Pour le Tu-1, elle est comprise entre 5% et 22%.
La formation Isalo constitue un réservoir schisteux situé avec le calcaire oolitique Jurassique moyen. La porosité est de 16 à 30% dans les puits Tu-1 et HP-1. Donc, cette formation est aussi trouvée un bon réservoir potentiel.
Par contre, la formation Sakamena avec une porosité de 10% indique un mauvais réservoir potentiel. Les résultats de mesure de porosité faite par AGIP ont montré que la porosité maximale dans cette formation peut atteindre 20%.
Le tableau ci-dessous présente la qualification desdifférentes formations géologiques et les caractéristiques des réservoirs suivant l’intervalle de valeur de la porosité. Dans le bassin de Mahajanga, il s’agit d’une bonne, moyenne , mauvaise et faible qualité de porosité.

Table des matières

REMERCIEMENTS
LISTE DES ABBREVIATIONS
LISTE DES ANNEXES
LISTE DES FIGURES
LISTE DES TABLEAUX
INTRODUCTION
PREMIER PARTIE : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE ET DU PETROLE
CHAPITRE I. CONTEXTE GENERAL DE LA ZONE
CHAPITRE II. GENERALITES SUR LE PETROLE
CHAPITRE III. SYSTEME PETROLIER
DEUXIEME PARTIE : APPROCHES METHODOLOGIQUES
CHAPITRE IV. VALORISATION DES DONNEES DES TRAVAUX ANTERIEURES
CHAPITRE V. FORAGES DE RECONNAISSANCE
TROISIEME PARTIE : RESULTATS ET INTERPRETATIONS
CHAPITRE VI. RESULTATS DES APPROCHES GEOLOGIQUES
CHAPITRE VII. CARACTERISATION DES RESERVOIRS PETROLIERS
CHAPITRE VIII. SYNTHESES
CONCLUSION
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES ET WEBOGRAPHIQUES
TABLE DES MATIERES
ANNEXES

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