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UNIVERSITE D'ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE D'ANTANANARIVO

MENTION INGENIERIE PETROLIERE

PARCOURS SCIENCES ET TECHNIQUES PETROLIERES

Présenté par : RAINIJAONARY Johary Manantiana

Mémoire de fin d'Etude en vue de l'obtention du Diplôme de Master en Ingénierie Pétrolière

Intitulé

Date de soutenance: 29 Octobre 2016

Promotion 2015

Promotion 2015

Présenté par : RAINIJAONARY Johary Manantiana

Membres du jury :

Président : Monsieur ANDRIANAIVO Lala

Rapporteurs : Monsieur RAFARALAHY

Monsieur RANDRIAMIARANTSOA Tolojanahary

Examinateurs : Monsieur FABIEN Remi Roger

Monsieur RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier

Date de soutenance: 29 Octobre 2016

UNIVERSITE D'ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE D'ANTANANARIVO

MENTION INGENIERIE PETROLIERE

PARCOURS SCIENCES ET TECHNIQUES PETROLIERES

Mémoire de fin d'Etude en vue de l'obtention du Diplôme de Master en Ingénierie Pétrolière

Intitulé

i

REMERCIEMENTS

Au terme de ce travail, je tiens à remercier en premier lieu, Dieu Tout Puissant car sans

son Amour, ce mémoire n’aurait pas pu être réalisé. Il m’a accompagné et a répondu à mes

prières avec sa grâce durant mes études.

C’est avec un sincère plaisir aussi que j’adresse mes plus vifs remerciements et ma

gratitude envers :

Monsieur ANDRIANAHARISON Yvon, Professeur, Directeur de l’Ecole Supérieure

Polytechnique d’Antananarivo, qui n’a pas ménagé son temps pour promouvoir l’image

de cette prestigieuse Ecole ;

Monsieur ANDRIANAIVO Lala, Professeur, Responsable de la Mention Ingénierie

Pétrolière de l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo, de m’avoir fait

l’honneur de présider cette séance de soutenance ;

Monsieur RAFARALAHY, Maître de Conférences à l’Ecole Supérieure Polytechnique

d’Antananarivo, mon encadreur, de m’avoir proposé ce travail et de m’accompagner

tout au long de sa réalisation. Avec ses précieux aides, j’aimerais lui exprimer ma

profonde reconnaissance ;

Monsieur RASOANAIVO Bonaventure, Directeur Général de l’Office des Mines

Nationales et des Industries Stratégiques (OMNIS), qui a bien voulu m’accorder le

stage au sein de son établissement et de me fournir les informations nécessaires, ainsi

que tout le personnel de l’Entreprise ;

Monsieur RANDRIAMIARANTSOA Tolojanahary, Chef de Département Gestion

Banques des Données au sein de la Direction des Hydrocarbures à l’OMNIS qui, en

dépit de son emploi du temps très chargé, a bien voulu co-encadrer le présent mémoire

Monsieur FABIEN Rémi Roger Maitre de Conférences et Monsieur

RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier, Maitre de Conférences, Enseignant Chercheur à

l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo qui ont accepté d’examiner notre

projet ainsi que d’apporter des remarques et des suggestions visant à son

amélioration;

Tous les enseignants de l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo, en

particulier ceux de la Mention Ingénierie Pétrolière, ainsi que le Personnel Administratif

et Technique de l’Ecole ;

Ma famille pour leur soutien moral, leur apport financier et leur sacrifice pour me

permettre de réaliser cet œuvre ;

Tous mes amis ainsi qu’à tous ceux qui ont contribué, de près ou de loin, à la réalisation

de ce travail.

ii

SOMMAIRE

REMERCIEMENTS

SOMMAIRE

LISTE DES ABREVIATIONS

LISTE DES UNITES DE MESURE

LISTE DES FIGURES

LISTE DES TABLEAUX

GLOSSAIRE

INTRODUCTION

Partie I : GENERALITES SUR LE PETROLE ET L’EXPLORATION

CHAPITRE I : ORIGINE DU PETROLE

CHAPITRE II : GEOLOGIE PETROLIERE

CHAPITRE III : EXPLORATION ET FORAGE

PARTIE II : ELEMENTS PRELIMINAIRES SUR LE PROJET

CHAPITRE IV : CARACTERISATION DE LA ZONE D’ETUDE

CHAPITRE V : INTERPRETATION ET SYNTHESE DES RESULTATS

PARTIE III : PROGRAMMES TECHNIQUES DE REALISATION

CHAPITRE VI : PROGRAMME DE FORAGE

CHAPITRE VII : TUBAGES ET CIMENTATIONS

CHAPITRE VIII : REGIMES DE FORAGE

CHAPITRE IX : APERÇU ENVIRONNEMENTAL

CONCLUSION

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

REFERENCES WEBOGRAPHIQUES

ANNEXES

TABLE DES MATIERES

iii

LISTE DES ABREVIATIONS

2D: Deux dimensions

3D: Trois dimensions

AB-1: Puits d’Ambalabe-1

C: Carbone

CPS: Cement per Sacs

CPW: Cement per water

D: Diamètre

Déc : Découverte

Dint : Diamètre intérieur

Dnom: Diamètre nominal

ESRI: Environmental Systems Research Institute

Ext : Extérieur

H : Hydrogène

HC/t : Hydrocarbures par tonne de roches

IHS : Inclined Heterolithic Stratification

Int : Intérieur

Long : Longueur

MT : Masse tige

MEFT: Ministère de l’Environnement, des Forets et du Tourisme

NE : Nord-Est

NNO : Nord Nord-Ouest

NO : Nord-Ouest

O : Oxygène

OMNIS : Office des Mines Nationales et des Industries Stratégiques

iv

ONO : Ouest Nord-Ouest

Re : Nombre de Reynolds

RN 7 : Route Nationale n°7

SO : Sud-Ouest

SPM : Société des Pétroles de Madagascar

SSE : Sud Sud Est

TD : Total depth

TE : Tige d’entrainement

TF : Tige de forage

TS : Train de sonde

TOC: Total Organic Carbon

TWT: Two Way Time

VBS-1: Puits de Vohibasia-1

SPM : Société des Pétroles de Madagascar

WN: Weigth (W), Times rotary speed (N)

WOB: Weight on Bit

WPC: Water per Cement

WPS: Water per Sacs

v

LISTE DES UNITES DE MESURE

° : degrés

bbl: barrels

bpf: barrels Per Foot

bpm: barrels Per Minute

cP: centipoises

km: kilomètres

F: Fahrenheit

ft: feet

fph: feet Per Hour

fpm: feet Per Minute

fps: feet Per Second

ha: hectare

HP: Horsepower

in: inch

lb: pounds

m: mètre

m² : mètre au carré

m3 : mètre au cube

Ma : Millions d’années

mD: millidarcy

mGal: milligal

min: minute

ppf: Pounds Per Foot

ppg: Pounds Per Gallon

psi: pound square inch

RPM: Revolution Per Minute

vi

LISTE DES FIGURES

Figure 1. Diagramme de genèse d’Hydrocarbures en profondeur ......................................... 5

Figure 2. Diagramme de Van Krevlen .................................................................................... 5

Figure 3. Le Système Pétrolier .............................................................................................. 7

Figure 4. Migration des hydrocarbures .................................................................................. 8

Figure 5. Piège par faille .......................................................................................................10

Figure 6. Piège anticlinale ....................................................................................................11

Figure 7. Piège stratigraphique .............................................................................................11

Figure 8. Piège par dôme de sel ...........................................................................................12

Figure 9. Géologues sur des analyses de données ..............................................................13

Figure 10. Description d’un appareil de forage .....................................................................18

Figure 11. Carte de localisation de la zone d'étude ..............................................................20

Figure 12. Hydrographie principale et bassins versants ........................................................22

Figure 13. Rifting Karoo ........................................................................................................25

Figure 14. Ouverture du Bassin Somalien ............................................................................26

Figure 15. Séparation de l'Inde et de Madagascar................................................................26

Figure 16. Ancien bloc Sakaraha ..........................................................................................30

Figure 17. Carte géologique et plan de position sismique de la zone d'étude .......................31

Figure 18. Carte représentative des failles ...........................................................................35

Figure 19. Modèle de réflexion de terminaison et types de discontinuités (soulignés) ..........46

Figure 20. Séquences stratigraphique ..................................................................................46

Figure 21. Vue 3D des horizons ...........................................................................................48

Figure 22. Section sismique de direction Ouest-Est .............................................................49

Figure 23. Réflecteur du socle ..............................................................................................49

Figure 24. Réflecteur de la Sakoa ........................................................................................50

Figure 25. Réflecteur de la Sakamena inférieure et moyenne ..............................................50

Figure 26. Réflecteur de la Sakamena supérieure ................................................................51

Figure 27. Réflecteur de l'Isalo I ...........................................................................................51

Figure 28. Réflecteur de l'Isalo II ..........................................................................................51

Figure 29. Section sismique de direction Nord-Sud ..............................................................52

Figure 30. Structure Rollover ................................................................................................57

Figure 31. Carte des points de forage ..................................................................................58

Figure 32. Vue globale des points de forage .......................................................................59

Figure 33. Vue rapprochée des points de forage ..................................................................59

Figure 34. Schéma effectué à partir de la section du profil sismique et la localisation du puits

A ..........................................................................................................................................61

vii

Figure 35. Schéma effectué à partir de la section du profil sismique et la localisation du puits

B ..........................................................................................................................................63

Figure 36. Coupe technique d'un puits phase par phase ......................................................68

Figure 37. Diagramme des combinaisons des diamètres de forage et de tubage .................69

Figure 38. Rapport du diamètre de forage et du diamètre de tubage ....................................72

Figure 39. Rapport des diamètres extérieur et intérieur du tubage .......................................73

Figure 40. Jeu de passage du trépan dans le tubage ...........................................................73

Figure 42. Surpression due à la formation imperméable importante .....................................75

Figure 43. Diagramme profondeur-pression .........................................................................76

Figure 44. Profondeurs des sections et diamètres du trou ....................................................78

Figure 45. Schéma de calcul pour le choix des tronçons ......................................................86

Figure 46. Profil du tubage guide ..........................................................................................88

Figure 47. Profil du tubage de surface ..................................................................................89

Figure 48. Profil du tubage technique ...................................................................................90

Figure 49. Profil du tubage de production .............................................................................91

Figure 50. Illustration de la cimentation ................................................................................92

Figure 51. Côtes et fluides de cimentation ............................................................................93

Figure 52. Schéma de calcul de cimentation ........................................................................94

Figure 53. Train de sonde ....................................................................................................97

viii

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1. Superficie des bassins versants ..........................................................................21

Tableau 2. Nappe des bassins versants ...............................................................................24

Tableau 3. Log lithologique de puits AB-1 ............................................................................39

Tableau 4. Rapport du puits Vohibasia I ...............................................................................42

Tableau 5. Terminaison des surfaces sédimentaire ..............................................................45

Tableau 6. Vitesse de pénétration d'onde sismique dans le sous-sol ...................................52

Tableau 7. Vitesses des ondes selon la formation rencontrée dans le profil sismique ..........53

Tableau 8. Vitesses et temps de passage dans les couches ................................................53

Tableau 9. Etude de réservoir et d'indices ............................................................................55

Tableau 10. Etude géochimique ...........................................................................................56

Tableau 11. Coordonnées des points d'implantation de forage ............................................60

Tableau 12. Prognosis du Puits A ........................................................................................62

Tableau 13. Prognosis du puits B .........................................................................................64

Tableau 14. Sections d'un puits de forage ............................................................................67

Tableau 15. Les outils de forage ..........................................................................................69

Tableau 16. Lithologie du puits .............................................................................................69

Tableau 17. Spécifications techniques des outils de forage ..................................................70

Tableau 18. Poids recommandés pour les tricônes Hughes .................................................70

Tableau 19. WOB et RPM des outils de forage ....................................................................71

Tableau 20. Résultats de calcul des diamètres.....................................................................74

Tableau 21. Profondeur d'arrêt des sections ........................................................................77

Tableau 22. Calcul matériel de boue ....................................................................................81

Tableau 23. Objectifs des tubages selon les sections ..........................................................82

Tableau 24. Tubage des sections dans le puits ....................................................................84

Tableau 25. Résistance des tubages pour la section guide ..................................................85

Tableau 26. Résistance des tubages pour la section de surface ..........................................85

Tableau 27. Résistance des tubages pour la section technique ...........................................85

Tableau 28. Résistance des tubages pour la section de production .....................................86

Tableau 29. Tronçon de tubage de la section guide .............................................................87

Tableau 30. Tronçons de tubage de la section de surface ....................................................88

Tableau 31. Tronçons de tubage de la section technique .....................................................89

Tableau 32. Tronçon de tubage de la section de production.................................................91

Tableau 33. Calcul de cimentation .......................................................................................95

Tableau 34. Principales pièces du train de sonde .................................................................99

Tableau 35. Donnée de base pour le régime hydraulique ................................................... 100

Tableau 36. Paramètre de travail du régime hydraulique .................................................... 100

ix

Tableau 37. Calcul de débit minimal nécessaire ................................................................. 102

Tableau 38. Calcul de perte de charge fixe ........................................................................ 103

Tableau 39. Coefficient de perte linéaire ............................................................................ 103

Tableau 40. Profondeur d'applicabilité du régime ............................................................... 103

Tableau 41. Calcul de débit minimal nécessaire ................................................................. 104

Tableau 42. Calcul de perte de charge fixe ........................................................................ 104

Tableau 43. Coefficient de perte linéaire ............................................................................ 104

Tableau 44. Profondeur d'applicabilité du régime ............................................................... 105

Tableau 45. Variation de paramètre le long de la section technique ................................... 106

Tableau 46. Variation des paramètres le long de la section de production ......................... 107

Tableau 47. Principales sources d’impacts environnementaux des projets de forages à

Madagascar ....................................................................................................................... 109

Tableau 48. Identification et évaluation des principaux impacts sur l'environnement .......... 111

Tableau 49. Mesures d'atténuation des impacts probables ................................................ 114

x

GLOSSAIRE

- Arkose : Roche sédimentaire détritique terrigène contenant des grains de quartz

(jusqu’à 60% env.), de feldspath, pour 25% au moins, et fréquemment quelques micas.

- Calcarénites : Roche sédimentaire essentiellement calcaire, formée en majorité de

1/16 mm à 2 mm. Les éléments calcaires peuvent être des microgalets, des

intraclastes, des bioclastes, et le ciment calcaire peut être microcristallin ou spathique.

- Charbon : Terme général désignant, au sens large, une roche sédimentaire stratifiée,

servant de combustible, noire le plus souvent, organogène et essentiellement formée

de débris végétaux.

- Charbon : proprement dit, ou houille (85 % de C), noir, mat ou brillant, tachant les

doigts, avec selon les proportions de matières volatiles (distillant à partir de 960°C)

- Conglomérat : Roche sédimentaire détritique formée pour 50 % au moins de débris

de roches de dimension supérieure à 2 mm liés par un ciment (avec des éléments dont

la taille est comprise entre 62,5 μm et 2 mm, il s’agit de microconglomérats).

- Détritique : Qui est formé, en totalité ou en partie, de débris (p. ex. sédimentation

détritique, roche sédimentaire détritique)

- Discordance : Repos stratigraphique d’une formation sédimentaire sur un substratum

plissé ou basculé antérieurement par des efforts tectoniques, et en partie érodé.

- Grés : Roche sédimentaire détritique terrigène composée à 85 % au moins de grains

de quartz plus ou moins arrondis, de 1/16 mm à 2 mm.

- Grès arkosique : -1. Syn. d’arkose ; -2. Plus souvent, grès avec 5% à 25% de

feldspath (= grès feldspathique = subarkose).

- Grès calcaires : (ou grès à ciment calcaire, ou grés calcareux) à grains de quartz liés

par de la calcite microcristalline ou cristalline, parfois poecilitique (un grand cristal de

calcite englobant plusieurs grains de quartz) ;

- Lignite : Variété de charbon.

- Orthose : Feldspath monoclinique K[Si3AlO6] très courant dans les granites et les

pegmatites. V. feldspath (potassique).

- Pelites : Au sens originel, roche finement détritique, argileuse et faisant pâte avec

l’eau. Le terme, très utilisé, désigne maintenant toute roche sédimentaire détritique à

grains très fins.

- Productus : Genre de Brachiopode articulé du Carbonifère, à la coquille pourvue

d’épines plus ou moins longues.

- Psammitique : Grès à ciment fréquemment argileux, riche en micas détritiques (micas

blancs surtout) groupés en minces lits, d’où un délitage facile en plaquettes ou en

dalles. Ce mot désigne pour les Anglo-Saxons, les roches sédimentaires détritiques à

éléments de la taille d’un sable (dans ce sens, syn. d’arénite). adj. psammitique.

xi

- Septaria : nodule ou miche, le plus souvent calcaire, situé dans des couches

argileuses, montrant, en son sein, des fentes de retrait qui ont été comblées de cristaux

de calcite (parfois de quartz ou de gypse).

- Schiste : Au sens large, toute roche susceptible de se débiter en feuillets.

- Spirifer : Genre de Brachiopode du Carbonifère.

- Tillite : Conglomérat résultant de la compaction d’un dépôt morainique ou fluvio-

glaciaire ancien : on y voit des éléments, souvent striés, de tailles variées (du gravier

au bloc), mal classés, emballés dans une matrice argilo-sableuse, parfois bariolée.

1

INTRODUCTION

Pour les pays producteurs d’hydrocarbures, en amont de la chaîne du domaine

d’hydrocarbure, les activités d’exploration consistent à découvrir de nouveaux gisements de

pétrole et de gaz naturel, afin d’accroître les capacités futures de production. Pour déterminer

si une zone présente un potentiel en matière d’hydrocarbures, une étude approfondie de la

structure du sol est réalisée par des géologues et des géophysiciens. Et le seul moyen

d’accéder directement à la zone d’accumulation est le forage de puits.

En effet, le forage d’exploration permet de confirmer les hypothèses avancées au terme

des travaux géologiques et géophysiques et d’apporter une meilleure connaissance de la zone

prospectée. C’est la raison pour laquelle un intérêt particulier est porté sur le projet

d’Ambalabe, en plus des études antérieures déjà effectuées sur cette zone.

Un premier puits dénommé Ambalabe-1 (AB-1) fut déjà réalisé pour reconnaître les

possibilités pétrolifères de la zone. Mais grâce aux avancées technologiques, certaines

réinterprétations pourraient être effectuées pour déterminer le meilleur emplacement d’autres

points de forage qui fourniraient des arguments techniques plus persuasifs pour persévérer à

la recherche ou abandonner le projet. L’objectif est non seulement de vérifier l'hypothèse sur

les analyses et relevées géochimiques mais aussi et surtout de confirmer la présence d’une

accumulation importante. Et dans le cas où ces hypothèses seraient vérifiées, il faudra tester

l’existence du toit de la formation.

A ce problème s’accorde alors une étude sérieuse car le forage d’un puits pétrolier

nécessite un investissement considérable. A cet effet, il est indispensable de mener une

recherche minutieuse sur l’implantation de ce prochain puits et de réaliser des calculs

adéquats de dimensionnement.

Notre thème intitulé « Détermination des points d’implantation des forages

d’exploration pétrolière et dimensionnement des tubages de puits dans le permis Sakaraha

Nord» se propose de répondre à ces exigences.

Pour cette étude, on s’est basé sur la documentation des archives et l’analyse des

profils sismiques, disponibles dans la base de donnée, par les différents logiciels tout en

s’appuyant sur les données webographiques afin d’apporter d’amples informations.

Afin de mieux appréhender l’élaboration de ce mémoire, le travail se divisera en trois

grandes parties :

- la première partie parlera des généralités sur le pétrole et l’exploration,

- la seconde partie donnera les éléments préliminaires sur le projet,

- la troisième partie traitera les programmes techniques de réalisation.

Partie I : GENERALITES SUR LE PETROLE ET

L’EXPLORATION

2 RAINIJAONARY Johary Manantiana

CHAPITRE. I: ORIGINE DU PETROLE

I.1. DEFINITION

Le pétrole est conventionnellement défini comme un liquide composé principalement de

molécules d'hydrocarbures, c’est-à-dire formées uniquement de carbone et d'hydrogène. Mais

il contient aussi, en proportions variables, des molécules lourdes plus complexes comme

d’oxygène, d’azote et de soufre appelées résines ou asphaltènes (en moyenne 15 %). Il s'est

constitué à partir d'organismes vivants comme des algues, du plancton et parfois des végétaux

continentaux qui ont vécu il y a plusieurs millions d'années.

I.2. ORIGINE DU PETROLE

La première théorie avancée était l’origine minérale du pétrole. Mais actuellement, presque

tous les géologues et géochimistes acceptent la théorie selon laquelle le pétrole est d’origine

organique.

Le pétrole proviendrait alors de la décomposition de végétaux et d’organismes marins,

accumulés sous la surface de la terre. Il résulte d’un processus thermique lent de

transformation de matières premières organiques.

Cette progression vers un équilibre thermodynamique devient plus intense à mesure que

la température augmente.

La matière organique est essentiellement constituée par le planctonique qui est un être

vivant unicellulaire microscopique (animal et végétal) des milieux marins ou lacustres, ajoutés

des végétaux terrestres apportés par les cours d’eau, surtout dans les zones de delta, mais

également des microorganismes.

En milieu marin, la matière organique est produite par le phytoplancton d’origine végétal,

le zooplancton d’origine animal et les bactéries, l’accumulation de cette matière organiques

dans les sédiments à grain fin (argile, vase calcaire fine) donne naissance aux roches dite

sapropéliennes ou roche-mères.

Dans un milieu confiné (lacs, lagunes, deltas) et par conséquent réducteur, une partie de

la matière organique stockée dans les boues, sapropéliques donc incorporée dans les

sédiments subit l’action des bactéries anaérobies qui transforment les lipides et les protides

en hydrocarbures.

I.3. GENESE DU PETROLE, KEROGENE, ROCHE MERE [14]

Il y a plusieurs millions d’années, les restes de nombreux organismes marins se sont

déposés au fond des océans. Avec le temps, ils se sont accumulés et se sont mélangés à la

boue et au limon pour former des couches de sédiments riches en matière organique : « le

kérogène».


Par le processus de transformation, les matières organiques se transforment en kérogène,

matière organique insoluble dans les solvants usuels. C’est le kérogène qui peut

potentiellement générer du pétrole.

On distingue 3 principaux types de kérogène :

I.3.1. Type I

Il contient beaucoup de chaînes aliphatiques et quelques noyaux aromatiques. Le

rapport H/C est élevé. Le potentiel pour la génération d’huile et de gaz est également grand.

Ce type de kérogène est surtout dérivé soit de lipides algaires, soit de matières organiques

enrichies par activités microbiennes.

I.3.2. Type II

Il contient surtout des cycles aromatiques et naphténiques. Le rapport H/C et le

potentiel pour générer de l’huile et du gaz sont plus bas que le cas type I. Il dérive

essentiellement de matières organiques d’origine marine déposées dans un environnement

réducteur.

I.3.3. Type III

Il contient essentiellement des groupes fonctionnels oxygénés et de polyaromates et peu

de chaînes aliphatiques. Le rapport H/C est faible et le potentiel en huile est modéré. Le

kérogène peut générer du gaz à grande profondeur. Le rapport O/C est plus grand que dans

le cas des type I et II. La matière organique est essentiellement dérivée de plantes terrestres.

I.4. DU KEROGENE AU PETROLE

Lors de l’enfouissement des sédiments, l’accroissement de la température provoque le

réarrangement du kérogène.

I.4.1. Diagenèse

C’est la première étape de dégradation du kérogène. Le rapport H/C décroît peu et le

rapport O/C décroît notablement (pertes des fonctions oxygénées). La diagenèse se produit

au-delà des premiers 1 000 m de profondeur d’enfouissement de la matière organique avec

une température d’inférieur à 60°C.

Durant le dernier stade de la diagenèse, la liaison hétéroatomique et les groupements

fonctionnels sont éliminés. Le CO2, l’eau et quelques composés N, S, O sont libérés.

En termes d’exploitation pétrolière, la roche mère est considérée comme immature à ce stade.

La réflectance de vitrinite est inférieure ou égale à 0,5 %.

Comme la matière organique de type III est la plus riche en fonctions oxygénées, elle

apparaît comme la plus transformée a ce stade.


I.4.2. Catagenèse

C’est le deuxième stade de dégradation du kérogène. Pendant cette phase, deux

étapes importantes sont mises en évidence :

la première est la formation d’huile à une fourchette de température et de profondeur

correspondant à « la fenêtre d’huile ». On obtient ici du pétrole liquide à une profondeur

inférieure à 3 000 m et à une température entre 60 °C et 120 °C ;

la deuxième étape est la formation d’hydrocarbures plus légers qui sont

essentiellement composés de gaz humide.

Durant la catagenèse, les chaînes hydrocarbonées et les cycles sont éliminées. La

réflectance de vitrinite est de 0,5 à 2 %.

Dans le second temps, le rapport H/C diminue très fortement alors que le rapport O/C

reste approximativement constant (production d’huile et aromatisation du résidu).

Perte de chaînes hydrocarbonées CH, production d’huile puis stade ultime de gaz :

perte de - 75 % poids en H/C pour type I, - 50% pds pour type II et - 30 % pour type III.

I.4.3. Métagenèse

C’est le troisième stade de dégradation du kérogène. Cette phase est liée à des

profondeurs et à des températures plus élevées. Les grosses molécules d’hydrocarbure

précédemment formées subissent un craquage. Ceci est un processus thermique dont la

temperature situé entre 120°C à 200°C qui casse les grosses molécules tout en augmentant

leur teneur en produits plus légers.

Enfin, le rapport H/C diminue encore pendant la dernière étape de maturation. Le

rapport H/C est inférieur à 0,5 %. Le début de la métagenèse correspond â la réflectance de

vitrinite de 2 %. En termes d’exploitation pétrolière, le stade est entièrement situé dans la zone

à gaz.

Le méthane est pratiquement l’hydrocarbure restant. L’étape ultime de cette évolution

est la graphitisation (libération de CH4 sous forme du gaz sec).


Figure 1. Diagramme de genèse d’Hydrocarbures en profondeur

I.5. MATURITE DE LA MATIERE ORGANIQUE. DIAGRAMME DE VAN KREVELEN

Les rapports atomiques H/C et O/C sont caractéristiques du stade de maturité thermique

atteint par la matière organique sédimentaire. Les kérogènes, une fois enfouis peuvent subir

une évolution (maturation) contrôlée par la température et le temps. Cette évolution

correspond à une modification des structures chimiques et à la génération d’huile et de gaz.

Ces stades de maturation peuvent être illustrés dans le diagramme de Van Krevelen (figure 1-

2) car les rapports atomiques H/C et O/C vont évoluer au cours de l’histoire géologique du

sédiment.

Figure 2. Diagramme de Van Krevlen

Matière organiques (composé de Carbone,

d’hydrogène, d’Oxygène et d’Azote)

Kérogène (composé de Carbone et

d’Hydrogène)

Résidus de Carbone

Pétrole et Gaz (composés de Carbone et d’Hydrogène sous

forme Liquide et Gazeux)

Pyrolyse


Le diagramme de Van Krevelen permet de distinguer avant maturation les trois principaux

types de kérogènes que caractérisent leurs rapports atomiques H/C et O/C.

Les kérogènes continentaux sont issus de la décomposition de tissus de plantes

vasculaires (ptéridophytes, gymnospermes, angiospermes). Ils sont pauvres en H et

riches en O et contiennent des cuticules de spores et de grains de pollen, des algues

lacustres, des tissus ligneux. Leur rapport H/C est inférieur à 1,0.

Les kérogènes lacustres ont un rapport H/C élevé et un rapport O/C faible. Ils doivent

ces taux élevés en hydrogène et faible en oxygène à leur richesse en algues.

Les kérogènes d’origine planctonique marine, se rapprochent des kérogènes lacustres,

la présence d’autres types d’algues contribue à des taux H/C et O/C un peu différents


CHAPITRE. II: GEOLOGIE PETROLIERE

La géologie pétrolière se réfère aux séries spécifiques de disciplines géologiques

appliquées aux recherches d’hydrocarbures durant l’exploration. Elle concerne principalement

l’évaluation des éléments dans le bassin sédimentaire afin d’obtenir une idée du sous-sol et

ainsi du « système pétrolier » dont l’existence requiert la présence de :

Roches mères

Migration

Roches réservoirs

Roches couvertures

Pièges

Figure 3. Le Système Pétrolier

II.1. ROCHES MERES [12]

Les roches mères sont des sédiments dans lesquels des hydrocarbures peuvent être

générés. Une roche mère typique est de couleur sombre, riche en matière organique, se

présentant comme des schistes finement laminés. Le type d’hydrocarbure généré (huile ou

gaz) dépend non seulement du type de la matière organique présente dans la roche, mais

aussi de sa maturité.

Ainsi, si la matière organique est riche en hydrogène, spores et pollens, la matière peut

générer de l’huile et du gaz ; si elle est pauvre en hydrogène mais riche en matière dérivée de

bois ou tissu humique, elle peut générer du gaz ; par contre, si la matière ne contient pas du

tout d’hydrogène, aucun hydrocarbure ne peut être généré.


II.2. MIGRATION

La migration se traduit par le mouvement des hydrocarbures en subsurfaces. Les

hydrocarbures sont d’abord expulsés des roches mères vers des roches perméables, et

ensuite de ces roches perméables vers le haut, jusqu’à atteindre des failles et des pièges

comportant des roches imperméables.

On distingue deux types de migration : la migration primaire et la migration secondaire.

II.2.1. Migration primaire

La migration primaire se passe dans la roche mère même. Le pétrole brut est

initialement contenu dans une roche-mère compacte et imperméable. Par un mécanisme

encore mal élucidé (certainement lié à une augmentation de pression dans la roche-mère au

cours de son enfouissement) l’eau, le pétrole et le gaz issus du kérogène peuvent être

expulsés de leur formation d’origine, migrant alors éventuellement vers une future roche-

réservoir.

Figure 4. Migration des hydrocarbures

II.2.2. Migration secondaire

De faible densité, le pétrole expulsé (mélangé à de l’eau et du gaz dissous) a tendance à

remonter jusqu’à la surface de la Terre. Il s’échappe très lentement à travers les couches

sédimentaires perméables qui effleurent la roche-mère :

en général, la migration secondaire du pétrole n’est pas arrêtée par un obstacle. Le pétrole

finit par atteindre les premiers mètres du sol, où il est dégradé en bitumes sous l'action de

bactéries. Les combustibles fossiles produits sont alors des pétroles dits « lourds » ou «

extra-lourds » et des sables bitumineux. Ils peuvent être utilisés comme des indices de


surface pour détecter un bassin sédimentaire susceptible de contenir du pétrole, lors de

prospections réalisées par l’industrie pétrolière.

parfois, la migration du pétrole brute vers la surface est empêchée par une formation

géologique imperméable, comme une couche de sel par exemple, appelée « roche

couverture ». Une accumulation de pétrole associé à de l’eau et du gaz se forme dans la

couche perméable sous-jacente créant ainsi une roche-réservoir en dessous de la roche-

couverture. Dans ce réservoir poreux, le gaz s’accumule au-dessus du pétrole brut, lequel

se retrouve au-dessus de l’eau en raison des densités respectives de ces produits (le gaz

naturel est plus léger que le pétrole, lui-même plus léger que l’eau).

II.3. ROCHES RESERVOIRS

Les roches réservoirs ou roches magasins sont des roches poreuses et perméables dans

lesquelles le pétrole pourra se loger. Par opposition aux roches mères, compactes et

imperméables, les roches réservoirs sont caractérisées par la présence en leur sein de vides,

généralement inferieurs à quelques millimètres de diamètre, leur conférant des qualités de

porosité et de perméabilité. La porosité détermine directement la quantité de pétrole pouvant

s’accumuler dans le réservoir. La perméabilité, liée à la communication des pores entre eux,

commande les facilités de circulation des fluides, et en particulier le débit des puits. Si la

porosité a une relation directe avec le volume de pétrole ou de gaz en place, la perméabilité

détermine la productivité des puits.

Les roches réservoirs sont constituées essentiellement par des roches détritiques, formées

par l’empilement de petits grains de quartz ou de carbonates comme les sables et les grés et

par certaines roches carbonatées, calcaires et dolomites. Ces roches correspondent le plus

souvent à des milieux de dépôts agités et peu profonds.

II.4. ROCHES COUVERTURES

Ce sont des roches imperméables, superposées aux roches réservoirs et empêchant la

fuite des hydrocarbures vers la surface du sol. Pour assurer l’étanchéité des réservoirs qu’elles

surmontent, les roches-couvertures doivent être à la fois plastiques, imperméables et

suffisamment épaisses. La plasticité et l’épaisseur sont toutes nécessaires dans les régions

de tectonique violente où les couvertures risquent d’être étirées et rompues. Dans les régions

à structure calme, ces deux qualités sont moins indispensables.

II.5. PIEGES [14]

Un piège, condition indispensable de tout gisement, est une zone où le réservoir, couvert

par une couche imperméable, est fermé latéralement par des terrains imperméables ou par

une déformation des couches.


Les géologues pétroliers ont globalement classé les pièges à pétrole en trois grandes

catégories qui sont fonction de leurs caractéristiques géologiques:

Les pièges structuraux

Les pièges stratigraphiques

Les pièges mixtes.

Il peut parfois arriver que l’on retrouve une combinaison de ces mécanismes de piégeage.

II.5.1. Pièges structuraux

Les pièges structuraux sont formés à la suite d’une déformation des couches

sédimentaires réservoirs, en général postérieurement à leur dépôt, en raison de procédés tels

que le plissement et les failles. Ce qui conduit à la formation de dômes, d’anticlinaux et de plis.

Les exemples de pièges appartenant à ce type sont :

Les pièges anticlinaux dus à un mouvement tectonique souple,

Les pièges par faille qui ont été créés par des failles ou des fractures mettant en contact

une couche-réservoir et un terrain imperméable, c’est-à-dire due à une tectonique

cassante.

Ils sont plus faciles à délimiter et plus prospectifs que les pièges stratigraphiques, car la

majorité des réserves pétrolières mondiales sont trouvées dans des pièges structuraux.

Figure 5. Piège par faille


Figure 6. Piège anticlinale

II.5.2. Pièges stratigraphiques

Les pièges stratigraphiques sont formés à la suite de variations latérales des

caractéristiques de la roche réservoir. La roche-réservoir, perméable, passe à une roche

imperméable qui bloque la migration des hydrocarbures (pièges récifaux), ou encore, la

couche perméable se termine en biseau.

On peut en citer quelques exemples : un piège à discordance, un piège optique et un

paléo récif, lentille sableuse, piège par variation lithologique, ...

Figure 7. Piège stratigraphique

II.5.3. Pièges mixtes

Ce sont des pièges qui résultent de la conjonction de facteurs structuraux, lithologiques

et stratigraphiques, comme par exemple les pièges lies aux dômes de sel. En effet, au cours

des temps, les roches salines (sel gemme), conservent leur densité, alors que les autres

roches sédimentaires « prennent du poids » durant leur maturation (diagenèse). Il se crée un

déséquilibre structural si bien que, profitant de la moindre discontinuité structurale, les roches

salines montent au travers de la colonne stratigraphique. Au cours de la montée, elle redresse

à son contact les couches traversées qu’elle peut failler. Cependant, il peut se créer des pièges

à pétrole.


Figure 8. Piège par dôme de sel

Légende


CHAPITRE. III: EXPLORATION ET FORAGE

Les investissements pétroliers mondiaux atteignent 561 milliards de $ en 2011 et 623

milliards de $ en 2012. La part consacrée à la prospection-exploration est estimée à environ

20 % (en moyenne, 5 % pour l’observation à la surface et 15 % à l’étude des profondeurs) de

ces investissements, soit près de 100 milliards de $ par an. Ce montant est considérable pour

une activité à haut risque technique, dépendant fortement des cours du baril. Le risque d’échec

est important.

L’objectif de la prospection est de localiser un gisement. L’exploration doit en vérifier

l’existence et en évaluer l’importance et la qualité grâce à des forages dont l’emplacement est

déterminé en associant géologie et géophysique. En cas de succès, ces deux phases en

amont sont suivies par les phases d’exploitation, de transport et de commercialisation.

La première étape consiste à identifier les zones potentiellement pétrolifères en menant

des études géologiques. Il faut ensuite procéder à des études géophysiques indispensables,

qui permettent d'identifier les zones où il y a de fortes chances de trouver du pétrole.

Ces études ne garantissent en rien la présence de pétrole, la vérification des

hypothèses s'impose avant de procéder au forage.

III.1. PROSPECTION GEOLOGIQUE [15]

Pour trouver le pétrole brut sous la surface de la Terre, les géologues doivent tout

d'abord d'intéresser aux bassins sédimentaires dans lequel le pétrole et le gaz ont pu se

former. Il y a de nombreux bassins sédimentaires à la surface de la terre. On en trouve bien

sûr en mer, mais également sur les continents, dans des zones autrefois recouvertes par la

mer.

Figure 9. Géologues sur des analyses de données

Dès lors que les géologues ont repéré une zone favorable, ils s'interrogent quant à la

configuration du sous-sol et aux types de roches présentes. Ils vont alors tenter de dresser

une carte géologique du sous-sol.


Pour ce faire, ils étudient le relief et accordent une attention toute particulière aux

indices de pétrole et de bitume qui peuvent apporter des informations utiles sur la probabilité

d'accumulation de pétrole en profondeur. Ces observations s'accompagnent d'analyses

géochimiques des couches ayant pu jouer le rôle de roche mère, ainsi que de petits sondages

de reconnaissance.

Lorsque le relief est accidenté ou que la surface du sol est masquée par la végétation,

les géologues ont de plus en plus recours à la télédétection pour dresser les cartes

géologiques. Des clichés sont pris d'un avion ou d'un satellite pour pouvoir être analysés par

la suite.

La carte géologique réalisée, les géologues ne peuvent pas visualiser les endroits

contenant du pétrole, mais peuvent repérer des roches pouvant potentiellement être des

roches-mères. Pour confirmer leurs hypothèses, il faut prélever et analyser la roche. Après

avoir été broyées, les roches prélevées sont brûlées pour doser le gaz carbonique émis,

représentant le carbone organique piégé dans l'échantillon. Pour être une roche-mère

potentielle, il en faut au minimum 1 %.

Après avoir repéré un terrain favorable depuis la surface, il faut maintenant voir si la

structure du sous-sol l'est aussi. C'est alors au tour des géophysiciens de faire des études

pour imager le sous-sol.

III.2. PROSPECTION GEOPHYSIQUE

La prospection du pétrole et du gaz nécessite des connaissances en géographie, en

géologie et en géophysique. Le pétrole brut est présent, en général, dans des formations

géologiques particulières, telles que les anticlinaux, les pièges de faille et de dômes de sel,

que l’on trouve sous divers types de terrains et dans des climats très divers. Après avoir choisi

une zone intéressante, on procède à de nombreux levés géophysiques et à des mesures afin

d’obtenir une évaluation précise des formations souterraines et, notamment, aux levés

suivants :

Levés magnétométriques

Des magnétomètres suspendus à des avions mesurent les variations du champ

magnétique terrestre afin de localiser les formations de roches sédimentaires dont le

magnétisme est généralement inférieur à celui d’autres roches.


Levés photogrammétriques aériens

Des photographies prises d’avion et avec des appareils spéciaux permettent d’obtenir

des vues de la Terre en trois dimensions, qui sont utilisées pour localiser les formations

terrestres susceptibles de recéler des gisements de pétrole et de gaz.

Levés gravimétriques

Comme la présence d’énormes masses de roche dense fait augmenter la force de la

pesanteur, on utilise des gravimètres qui permettent d’obtenir des données sur les formations

sous-jacentes en mesurant les infimes variations de la pesanteur.

Levés sismiques

Les études sismiques fournissent des informations sur les caractéristiques générales

de la structure souterraine. On obtient les mesures à partir d’ondes de choc produites par

l’explosion de charges placées dans des trous de petit diamètre, à l’aide d’appareils sur terre

et dans l’eau qui produisent des vibrations ou des percussions, et par des décharges sous-

marines d’air comprimé. Le temps qui s’écoule entre le début de l’onde de choc et le retour de

l’écho sert à déterminer la profondeur des couches réfléchissantes. L’utilisation des

ordinateurs à grande puissance pour produire des images en trois dimensions améliore

considérablement l’évaluation des résultats des essais sismiques.

Lorsque les levés et les mesures indiquent la présence de formations ou de strates

susceptibles de contenir du pétrole, on effectue des sondages d’exploration pour déterminer

s’il y a ou non du pétrole ou du gaz et, dans l’affirmative, si celui-ci est extractible et exploitable

en quantités commercialement viables.

III.3. LE FORAGE

Dans les activités liées au sol en général et en Sciences de la Terre en particulier, la

nécessité de trouver des substances minérales à des profondeurs de plus en plus grandes a

conduit les hommes à creuser. Les reconnaissances de surface ne suffisent plus. Dans

plusieurs cas, les données de surface nécessitent d’être vérifiées en profondeur.

En dépit des techniques de repérage modernes (imagerie satellite, études

géophysiques, études sismiques tridimensionnelles), la découverte d'un gisement de pétrole

reste incertaine jusqu'à la réalisation de forages. Seuls ces derniers pourront confirmer la

présence du précieux liquide.


III.3.1. Généralité

Définition

Le forage consiste à réaliser un puits qui connecte le réservoir contenant les

hydrocarbures à la surface. Il est un élément clé de toute prospection pétrolière et peut être

réalisé en mer (offshore) ou à terre (onshore).

Le terme désigne la technique de creusement d’un trou dans le sol, quel qu’en soit

l’objectif. C’est ainsi que l’investigation par sondage fait recours à la technique de forage, en

l’assortissant d’autres méthodes de recherche.

Mais tous les trous forés dans le sol ne visent pas que la recherche. Certains sont

réalisés pour des visées d’exploitation.

Avantages

Aussi bien sur le plan de la recherche que de l’exploitation, le forage présente de

nombreux avantages.

Par rapport aux investigations qui ne font pas appel à des trous, le sondage-forage

s’avère avantageux, principalement en fournissant des renseignements plus précis sur les

objectifs visés. La raison est qu’il les touche directement, alors que la plupart des autres

méthodes procèdent par déduction. Au stade actuel de la technique, seul le forage est en

mesure de fournir les données directes sur les objectifs situés en profondeur.

Sur l’autre aspect, l’exploitation des ressources gisant à des grandes profondeurs

souterraines serait excessivement coûteuse, sinon techniquement irréalisable avec les

méthodes minières classiques. A plus forte raison, certaines conditions de gisement telles que

celles des gisements d’hydrocarbures nécessitent l’application de techniques d’exploitation

spéciales appropriées. Dans ces cas, seul le forage permet de satisfaire les exigences de

faisabilité et de rentabilité.

III.3.2. Les types de forage

Les forages sont désignés avec différents attributs selon leurs objectifs. En général,

dans l’exploration pétrolière, il y a deux principaux types de forages qui sont les puits

d’exploration et les puits de développement.

Les puits d’exploration

Ce sont les puits qui sont forés après l’analyse des données géologiques et les levés

géophysiques, que ce soit à terre ou en mer en vue de vérifier les hypothèses de l’existence

éventuelle d’un gisement d’hydrocarbures. Plusieurs termes sont également utilisés pour les

qualifier.


- Les forages dans des zones où l’on n’a encore trouvé ni pétrole ni gaz sont appelés

«forages de reconnaissance».

- Les forages qui ont permis de découvrir du pétrole ou du gaz sont appelés «forages

de découverte».

- Les forages destinés à délimiter la formation productive ou à en rechercher de

nouvelles au-dessous ou à côté de cette dernière sont appelés «puits de

délinéation».

- Un forage qui n’a pas permis de trouver du pétrole ou du gaz, ou seulement d’en

trouver trop peu pour une exploitation économique, est appelé «forage sec» ou

«forage improductif».

Les puits de développement

Dans une structure ayant donné des résultats positifs de délinéation, on fore des puits

dits « de développement » pour produire du pétrole et du gaz. Le nombre de puits de

développement à forer dépend des caractéristiques prévues du nouveau gisement, quant à sa

taille et à sa productivité. Comme on n’est jamais sûr ni du profil ni des limites du gisement

découvert, certains puits de développement peuvent se révéler par la suite être des puits secs.

Après avoir foré quelques puits de développement, la production peut déjà commencer alors

que le forage de nouveaux puits se poursuit encore pour couvrir la totalité du gisement.

III.4. LA TECHNIQUE ROTARY

Bien qu’il existe d’autres techniques de forage cette méthode est la plus courante. On

l’utilise pour forer à la fois des puits d’exploration et des puits de production jusqu’à des

profondeurs supérieures à 7 km. Des systèmes de forage légers, montés sur camion, sont

utilisés pour forer à terre des puits sismiques peu profonds.

La méthode rotary consiste à utiliser des trépans ou outils de forage à dents type

tricône ou des trépans monoblocs comme les outils diamant, sur lesquels on applique une

force procurée par un poids tout en les entraimant en rotation. L’avantage de cette technique

est de pouvoir injecter en continu un fluide au niveau de l’outil destructif de la formation pour

emporter les débris hors du trou grâce au courant ascensionnel de ce fluide vers la surface.

Un appareil de forage classique peut être composé des éléments illustrés par la figure

10.


Figure 10. Description d’un appareil de forage

Partie II : ELEMENTS PRELIMINAIRES SUR LE

PROJET


CHAPITRE. IV: CARACTERISATION DE LA ZONE D’ETUDE

On parlera dans ce chapitre de différentes descriptions sur la zone à étudier. En effet,

avant de passer à l’interprétation et la synthèse des résultats, il est nécessaire de définir les

généralités concernant la zone d’étude à savoir la localisation, l’hydrographie, le cadre

géologique et les travaux antérieurs déjà effectués.

IV.1. LOCALISATION

La zone d’étude se trouve dans la partie Sud du Bassin de Morondava. Elle est située dans

la région Atsimo-Andrefana notamment entre les longitudes 44°70’ Est et 45°40’ Est et les s

21°8’ Sud et 22°3’ Sud. Elle limité :

au Nord par le District de Beroroha

au Sud-Ouest par le District d’Ankazoabo Atsimo

au Sud-Est par le District d’Ihosy

La carte de la figure 11 montre la situation de la zone d’étude et des districts concernés

environnants.


Figure 11. Carte de localisation de la zone d'étude

Source : Base de donnée OMNIS modifiée


IV.2. HYDROGRAPHIE [1]

IV.2.1. Les cours d’eau

Deux catégories de réseaux hydrographiques caractérisent la région Atsimo Andrefana.

Les cours d’eau à bassin mixte

Ces cours d’eau permanents traversent à la fois le socle cristallin des Hautes Terres et le

bassin sédimentaire de l’Ouest et dont les longueurs dépassent 400km. Ils regroupent le

Mangoky et l’Onilahy, deux fleuves dont les cours drainent des bassins versants (BV) très

étendus, supérieurs à 30.000 km².

- La Mangoky : le bassin versant s’étend sur 55 884 km². Si on tient compte de

la Mananantanana, la branche amont, le Mangoky coule sur une longueur de 820 km.

C’est au niveau de Beroroha, lorsque le fleuve pénètre dans le sédimentaire, que la vallée

s’élargit considérablement jusque dans son cours inférieur où il construit un vaste delta

de 80 km de longueur et de 50 km de large. Les affluents de Mangoky sont : la Menamaty,

l’Isahena, la Sakamavaka et la Sikily.

- L’Onilahy : son maximum hydrologique est lié au maximum pluviométrique. Les

hautes eaux ne durent que de décembre à mars avec une montée importante en janvier.

Par contre, la saison sèche très marquée, avec des températures élevées et une humidité

atmosphérique très faible, engendre des étiages prononcés.

Les cours d’eau dans le sédimentaire

Il s’agit de la Manambo, la Fiherenana (138 km et 7 790 km² de BV), et la Linta (173 km et

5 437 km² de BV). Ces cours d’eau coulent uniquement sur les terrains sédimentaires et ne

dépassent pas 300 km.

L’alimentation des bassins versants est conditionnée par une pluviométrie très faible (300

à 600 mm) et par le fait que les eaux disponibles pour l’écoulement sont amoindries par une

forte évaporation (évapotranspiration potentielle entre 1 200 et 1 500 mm). Par ailleurs, les

débits de saison sèche sont d’une extrême variabilité d’une année à l’autre.

Tableau 1. Superficie des bassins versants

Fleuve Longueur (km) Superficie bassin versant (km²)

Mangoky 714 55884

Fiherenana 138 7790

Onilahy 374,5 32225

Source : MEFT

IV.2.2. Les lacs

Les lacs les plus importants en termes de superficie sont le lac Ihotry et le lac

Tsimanampetsotsa.


- Lac Ihotry : situé à 100 km au Nord de Toliara et à 40 km au Sud-Est de Morombe,

avec une altitude de 50 m, une superficie variant entre 960 ha et 11.200 ha suivant les

saisons(sèches ou pluvieuses) et une profondeur maximale de 3,80 m.

Figure 12. Hydrographie principale et bassins versants

Source : MEFT


C’est un lac d’eau saumâtre se trouvant dans la plaine côtière Masikoro, sur sols

constitués de sables roux, au sein d’une forêt caducifoliée. De nombreux oiseaux y trouvent

refuge.

- Lac Tsimanampetsotsa : situé à 85 km au Sud de Toliara, avec une altitude comprise

entre 38 et 114 m et une superficie de 43 200 ha. Il est localisé dans la plaine côtière

sableuse Mahafaly. C’est un lac peu profond, 2 m maximum en période d’étiage, avec

une longueur de 20 km sur 3 km de large, aux eaux saturées de sulfate de chaux, bordé

d’arbres pétrifiés.

IV.2.3. Les eaux souterraines

Les eaux souterraines et les ressources en eaux de la région se développent sur le

Bassin sédimentaire de Toliara.

Le système aquifère est très développé. Les conditions techniques et stratigraphiques

essentielles sont réunies pour qu’existent des nappes phréatiques qui sont souvent profondes

et parfois saumâtres. Ces dernières sont classées en quatre grandes familles :

- Les nappes phréatiques alluviales : nappes libres installées dans les alluvions qui

jalonnent le cours d’un fleuve.

- Les nappes phréatiques sub-affluentes (couloir d’Antseva)

- Les nappes phréatiques des cordons dunaires du littoral qui sont exploitées sous forme

de puits, «vovo », par les villageois, avec des débits toujours faibles

- Les nappes profondes des plateaux intérieurs (Andranovory sur le plateau de

Belomotra).

La région d’Antanimieva-Befandriana possède l’une des plus importantes nappes du Sud-

Ouest, alimentée à partir des plateaux gréso-karstiques de l’Est. Son débit est évalué entre 3

à 5 m3/s. (Source : Ch Domergue, 1973)

La région d’Antseva a de nombreuses résurgences (exemple d’Amboboka avec un débit

de 1.000 l/s) et des nappes situées entre 25 et 100 m en dessous de la surface.La plaine de

Toliara possède trois nappes superposées, celle de la plaine alluviale de Fiherenana (40 à 60

m3/h), celle du littoral au sud de Toliara alimentée à partir des calcaires éocènes de Belomotra

et enfin, celle développée dans les terrains détritiques.

Le tableau 2 montre les nappes des bassins versants qui peuvent être présentes.


Tableau 2. Nappe des bassins versants

Nappes Types Lithologie Porosité Épaisseur

de l’aquifère

Qualité de l’eau

Débit spécifique

(Q)

Nappe d’alluvions

captive ou artésienne

Sables fins poreux 5 à 10 m douce, bicarbonatée calcique

1 à 5 l/s/m

Nappe des sables argileux supérieurs

libre Sables argileux

poreux 5 à 10 m douce à saumâtre

0.6 à1 l/m/s

Nappe des sables de plage

libre Sables argileux

poreux 5 à 10 m douce à saumâtre

0.04 à0.55 l/s/m

Nappe de grés d’Isalo

libre ou artésienne

Sables gréseux

poreux 50 m saumâtre 0.5 l/s/m

Source : RAKOTONDRAIBE, 1977; mis à jour 2005

IV.3. CADRE GEOLOGIQUE [2]

IV.3.1. Histoire tectonique de Madagascar

Il y a 300 millions d'années environ, tous les continents étaient encore rassemblés en

un vaste ensemble unique, la Pangée. Cet énorme supercontinent a commencé à se

fragmenter et se dissocier il y a plus de 200 millions d'années.

Le Gondwana a fait partie du supercontinent Pangée formé il y a 600 millions d'années

et qui a commencé à se fracturer au Jurassique il y a 160 millions d'années.

A l'origine, Madagascar était situé dans le centre de Gondwana, à côté des actuels

Kenya et Tanzanie, avant le début de la fragmentation continentale. L’extension de la croûte

entre le Gondwana Oriental (Madagascar, Inde, Antarctique et Australie) et le Gondwana

Occidental (Afrique, Arabie et Amérique du Sud) a commencé à la fin du Carbonifère. Des

phases tectoniques ont marquées cette séparation de Madagascar de l’Afrique. À la suite de

la rupture, trois bassins sédimentaires se sont formés dans l'Ouest de Madagascar dont le

bassin d’Ambilobe, de Majunga et de Morondava.

Tectonique Phase I, du Carbonifère supérieur au

Jurassique : le rifting Karoo

Il est supposé que le rifting Karoo à Madagascar a pu commencer à l'époque du

Carbonifère supérieur. La reconstitution suggèrent que le rift du bassin Karoo s’est développé

largement d’EW à NE dans un régime d'extension SW, apparemment sans volcanisme ou

génération d'une nouvelle croûte océanique. Cependant, le rifting a causé le développement

https://fr.wikipedia.org/wiki/Supercontinent

https://fr.wikipedia.org/wiki/Pang%C3%A9e


de la croûte continentale amincie le long de la ligne du Canal de Mozambique et probablement

aussi le bassin somalien.

Entre la fin du Carbonifère et du Jurassique Inferieur, le rifting intermittent a créé un

système de grabens et les demi-grabens, intégrant les domaines de Morondava, de Majunga,

d’Ambilobe et éventuellement le Bassin de Cap Ste Marie qui a acquis une épaisseur de

remplissage clastiques syn-rift. Par la suite ces bassins étaient disséqués par les systèmes de

failles.


Figure 13. Rifting Karoo

Tectonique Phase II, du Jurassique au Crétacé inférieur :

ouverture du Bassin Somalien et la dérive de Madagascar au sud

En contraste avec le début de la tectonique Karoo, cet épisode a produit une véritable

propagation de croûte donnant une montée de la croûte océanique dans le Bassin Somalien

au cours du début du Jurassique - Crétacé inférieur. L’extension N-S à la direction NNW-SSE

est bien documentée pour la géométrie des bassins à Madagascar.

Le mouvement oblique-dérapant sur la tendance de faille NNW-SSE incluant le « Davie

Fracture Zone » et la faille de Bemaraha, a abouti à la formation de large échelle inclinée de

blocs de faille dans le bassin Ouest de Madagascar. Les magnitudes considérables de

l’augmentation des failles au Jurassique moyen sur la faille d’Ilovo, représentent l'extension

de la croûte terrestre majeure dans le sud Morondava. Cette extension a été liée au

mouvement de décrochement dextre sur la faille de Bemaraha.



Figure 14. Ouverture du Bassin Somalien

Tectonique Phase III, du Crétacé inférieur au Tertiaire : la

séparation de l'Inde et de Madagascar

L’extension dirigée NE-SW dans le Crétacé Inferieur a marqué la séparation de

Madagascar et de l’Inde. C’est la troisième phase d'extension majeure cruciale influençant le

développement de Madagascar. L’effet principal de cette phase tectonique est l’inclinaison de

la partie Ouest de Madagascar causant ainsi soulèvement et l’érosion dans l'Est.

Dans la partie nord du Bassin de Morondava, dans le Bassin d’Ambilobe et aussi le

long de la côte Est de Madagascar, l’expansion débute au Turonien. Cela comprenait

l’écoulement volcanique extensif et l’emplacement des intrusions magmatiques complexes

causant la localisation du dôme magmatique.


Figure 15. Séparation de l'Inde et de Madagascar


Tectonique phase IV, du Tertiaire Inferieur à nos jours :

rifting de l’Afrique de l'Est

A partir de l’Eocène, une nouvelle phase de tectonique associée à l'extension de la

Plaque Somalienne et le développement du système de rift de l'Afrique de l'Est a causé

l'extension NE-SE et l’activité magmatique périodique dans le Bassin de Morondava. En outre,

l’activité Tertiaire supérieure est exprimée en tant qu’écoulement extensive dans la zone

centrale du plateau de sous-sol (Volcanites d’Ankaratra) et dans le Bassin d’Ambilobe.

IV.3.2. Bassin de Morondava

Une description de la marge Est-africaine est abordée dans cette partie en présentant

successivement mais brièvement, les traits généraux de la géologie des principaux bassins

qui la composent ; notamment à Madagascar, au Mozambique, en Tanzanie et au Kenya.

Les divisions ainsi établies comprennent de bas en haut : la Sakoa (Permo-

Carbonifère), la Sakamena (Permo-Trias), l'Isalo (Trias-Jurassique), le Crétacé, le Tertiaire et

le Quaternaire. Les formations sédimentaires dans le bassin définissent ainsi deux séries

fondamentalement distinctes, aussi bien par leur mode de sédimentation que par leurs faciès

: le Karoo et le post- Karoo.

Karoo

Le Karoo va du Carbonifère supérieur au Lias. Il a été défini dans le Sud du Bassin de

Morondava, où il est extrêmement développé et évalué entre 6 000 et 7 000 m d'épaisseur.

Il est subdivisé en trois groupes caractéristiques :

l'Isalo (Trias supérieur-Lias), au sommet ;

la Sakamena (Permien supérieur-Trias inférieur), au milieu ;

la Sakoa (Carbonifère supérieur/Permien inférieur), à la base.

Post-Karoo

Il débute au Jurassique moyen et se différencie de la série précédente par son

caractère marin et ses faciès beaucoup plus diversifiés. Le Crétacé supérieur se caractérise

par un épanchement de coulées basaltiques. Le Miocène présente peu d'affleurements et se

caractérise par des calcarénites. Le Plio-Quaternaire montre des séries gréso-argileuses qui

forment les plateaux de la zone côtière. On évalue l'épaisseur de la série post-Karoo à plus de

5 000 m vers la côte.


IV.3.3. Episode Karoo [3]

On va développer davantage l’épisode Karoo car la zone d’étude qui nous concerne

est composée exclusivement de celui-ci. Cet épisode s'étend sur la période qui va du

Carbonifère Supérieur au Jurassique Inférieur. Le terme Karoo concerne les formations

sédimentaires et intrusives qui se sont déposées ou mises en place en Afrique, dans des

bassins intra et péri-continentaux situés au Sud de l'Equateur.

Sakoa

A la base de la série sédimentaire, on trouve les divisions suivantes :

a. Schistes, grès et tillites

Les schistes représentent environ 40 % de la formation. Ils sont verts avec des passées

rougeâtres et une succession de masse non schisteuse d'argiles indurées. Les grés et

conglomérats représentent environ 40 %, étant composés de conglomérats à petits galets de

socle bien roulés, ainsi que quelques galets de schistes verts. Les tillites sont particulièrement

visibles et représentent environ 20 % de la série. Elles sont de couleur sombre. Leur partie

supérieure apparaît de petits bancs de grès fins lités.

b. Série des « couche à charbon »

Cette série est formée par des grès arkosiques grossiers à feldspaths blancs

représentant plus de la moitié de la formation et des schistes noirs et charbons

c. Série rouge inferieure

La « série rouge » change entièrement de coloration car les grès, de même que les

schistes sont verts. Sur 100 m de sédiments, environ 80 % sont des grès verts très grossiers,

conglomératiques avec de nombreux fragments d’orthose rouge.

d. Calcaires marins de Vohitolia.

Le groupe de la Sakoa se termine par une invasion marine qui s'étendit sur toutes les

côtes nord et ouest de Madagascar. Dans le Nord se déposèrent des grès et des marnes à

Productus et Spirifer; dans l'ouest des niveaux discontinus de calcaires (Ankavandra;

Beroroha) et dans le Sud-ouest un horizon à Productus et Spirifer connu sous le nom de

calcaires de Vohitolia. A cette époque, pour la première fois et d'une manière éphémère, le

Canal de Mozambique a commencé à fonctionner.


Sakamena

a. Sakamena inférieure

Cette série présente généralement dans le bassin le litage régulier des bancs de grès.

Les types lithologiques rencontrés sont des pelites, des grès de toutes variétés depuis les fins

pelitiques jusqu’aux grès conglomératiques, en outre des grès calcaires.

b. Sakamena moyenne

La Sakamena moyenne est formée par des argiles grises jaunâtres renfermant des

nodules de calcaires et rarement de gypse. Des bancs de grès psammitiques se débitant en

dalles peuvent être rencontrés dans les argiles.

c. Sakamena supérieure

La Sakamena supérieure débute toujours par un ressaut au-dessus des argiles à

nodules de la Sakamena moyenne. Elle se compose d’une alternance de bancs gréseux fins

à moyens argileux, de grès à ciment calcaire argileux, de petite micacée d’argiles rouges ou

vertes sableuses et au sommet de grès fins à moyens, blancs ou jaunes poreux.

Isalo

a. Isalo I

L’Isalo I peut avoir de très grandes épaisseurs dans le Sud du bassin, il s’y montre

sous un faciès soit entièrement gréseuse soit avec une alternance de grès massifs, mais

tendres, mal cimentés, à stratification entrecroisée, sans fossiles. C'est au sommet de cette

formation qui se trouve les gros amas de grès bitumineux de la région de Morafenobe.

b. Isalo II

Les terrains de l'Isalo II sont facilement reconnaissables si on peut y trouver des argiles

lie de vin et verte. On peut aussi mentionner l'existence des galets arrondis de quartz ou de

quartzites. C’est une série très détritique composée d’une alternance de grès, d’argiles et

d’argile gréseuse.

IV.4. TRAVAUX ANTERIEURS [4]

L'étude du Bassin de Morondava fut entreprise depuis 1947 par la « SPM » en

progressant du Nord au Sud. Puis, à partir de 1949 les études sont reprises de façon plus

détaillée en sens inverse depuis le sud vers le nord. Plus tard vers les années 80, la compagnie

« Occidental of Madagascar » a obtenu le permis sur le block Sakaraha de l’époque et s’en

suivait ainsi les diverses études géologiques, géophysiques et de forage.

On peut voir sur la figure 16 le block Sakaraha de l’époque en question.



Figure 16. Ancien bloc Sakaraha

La carte géologique ci-dessous montre les différentes phases géologiques qui se

sont produits dans notre zone d’étude, elle montre aussi les plans de position des lignes

sismiques identifiées dans cette zone.



Figure 17. Carte géologique et plan de position sismique de la zone d'étude

IV.4.1. Travaux géologiques [5]

Objectifs

Sur la bordure sud du Bassin Sédimentaire malagasy, il ressort que, d'une part la

Sakamena pouvait présenter un intérêt pétrolier pour des raisons tant stratigraphiques que


tectoniques. D'autre part, la tectonique faillée de la bordure du socle cristallin permettait

d'augurer favorablement la présence de structure de type faillé monoclinal.

Ainsi, Occidental of Madagascar a fixé comme objectif :

la recherche d'indices de bitume ou d'huile dans la Sakamena moyenne le long de

la vallée du Menamaty,

la recherche de lignites à la base de l'Isalo II appuyée par quelques descriptions

d'affleurement.

la reconnaissance des formations de la Sakoa présentes dans le Nord du permis et

des formations de la Sakamena inférieure.

la levée structurale de la région Sud Mangoky, secteur de Vohibasia, d'Anaviavy et

d'Iloto.

Stratigraphies

Les missions avaient pour résultat essentiel le levé cartographique de différentes

subdivisions du Karoo. Quelques sondages ont été, pour cela, réalisés sur ce bloc par la

compagnie titulaire.

a. Sakoa

La Sakoa a été rencontrée le long de la rivière Bemelo et dans la rivière Menamaty

près du village Marandra. Elle est constituée par des grès conglomératiques, de grès fins à

grossiers et par des tillites, le tout de couleur verdâtre à noirâtre.

Lithologie: Menamaty près du Village Marandra

Entre les points (X = 447 925 m, Y = 298 285 m) et (X = 447 600m, Y = 296 900 m),

on a de bas en haut :

1- Socle

2- Conglomérats de base très consolidés ressemblant à des roches du socle

3- Tillite noirâtre

4- Alternance serrée de petits bancs de grès fins et de schistes très plissés se

redressant sur la tillite inférieure.

5- Tillite à ciment argileux de couleur noirâtre

6- Grès conglomératiques verdâtres avec quelques galets de calcaire.


b. Sakamena inférieure

Les formations décrites se trouvent près du village d’Antanamary dans la région Nord

Mangoky entre les points de coordonnées rectangulaires (X = 537 m, Y = 310 280 m) et (X=

537 450 m, Y= 308 500 m).

La Sakamena inférieure repose directement sur le socle. Elle y est constituée à sa

base par des conglomérats à galets noirs bien roulés, cimentés par des microconglomérats

noirs.

Une lentille de grès moyens à grossiers jaunes parfois rougeâtres très poreux repose

entre la base et des grès fins jaunes où sont interstratifiés des silts gris rendant les grès très

durs et favorisant l'aspect schisteux des grès.

Une alternance de grès silteux très fins en plaquettes de schistes pélitiques et des grès

grossiers succède à ces grès fins jaunes sur une hauteur de 80 m environ.

Des argiles gréseuses grises à brunâtres et des grès beaucoup plus micacés terminent

la Sakamena Inférieure.

c. Isalo II

L'Isalo II affleure près du village de Bereketa le long de la rivière Malio du point (X =

397 200 m, Y = 266 700 m) au point (X = 397 500 m, Y = 266 900 m). On trouve de bas en

haut :

- des grès grossiers blancs : 5 m

- une argile lie de vin et verte : 2,5 m

- des galets polygéniques avec quelques passages de grains millimétriques : 5 m

- des grès grossiers très hétérogènes à stratification entrecroisées avec des grains noirs.

Sur l’affleurement de l'Isalo II dans la rivière Sakafia, affluent de la Malio, on distingue de

bas en haut :

- des grès grossiers jaunes à ciment feldspathique avec des nodules de grès : 5 m

- 5 cm de banc dur de grès

- des grès grossiers à stratifications entrecroisées devenant plus fins vers le sommet et

renfermant des nodules ferriques.


Cadre structurale

La levée structurale a été faite sur la partie Nord-Est du Permis dans le secteur Iloto

Anaviavy entre les points X = 440 à 500 et Y= 280 à 300.

Les affleurements de la Sakamena supérieure sont peu recouverte par la carapace

sableuse et les alluvions. Les tracés de failles sont facilement visibles sur ces terrains.

Le style tectonique de la région est un monoclinal faillée pouvant être provoqué par le

jeu incessant des grandes fractures. Les faisceaux de failles rencontrées ont une direction

générale N 10° à 35 °E. Ce sont les failles satellites de la faille de Vohibasia. La grande

faille de Vohibasia met en contact l'Isalo avec un niveau assez bas de la Sakamena

supérieure. Elle est marquée par la limite de la falaise d'Isalo et par des pendages très forts

allant de 10° à 35°. Il n'est pas possible de mesurer le plongement des failles avec précision.

Les surfaces des failles sont en général proches de la verticale.

Les principaux accidents ont une direction subméridienne et s'ordonnent

préférentiellement selon la direction des deux failles principales qui affectent le socle

malagasy:

- la faille "côte-Est" orientée NNE-SSW ;

- la faille "Bongolava-Ranotsara" orientée NNW-SSE.

Dans le Bassin de Morondava, les failles se situent soit au contact du socle cristallin,

soit dans le bassin. Ce sont principalement:

- la faille orientale qui, dans la partie sud du bassin, met en contact les formations

inférieures du Karoo (à savoir la Sakoa et la Sakamena) avec le socle cristallin ; son

équivalent dans le Nord du bassin étant la faille de Bongolava ;

- la faille de l'Ilovo qui limite à l'Ouest les affleurements de l'Isalo continental ;

- la faille de la Sikily qui coïncide avec la bordure ouest de l'affleurement du faciès mixte

de l'Isalo; son équivalent dans le Nord du bassin est la faille de Bemaraha ;

- la flexure de Befandriana et la faille de Tuléar, apparaissant plus à l'ouest affectent

surtout les dépôts mésozoïques et cénozoïques.

On peut observer dans la figure 18, la carte représentative des failles dans la zone

d’étude.



Figure 18. Carte représentative des failles


Résultats

Le Karoo malagasy est très épais et de faciès assez monotone. De ce fait, quelques

coupes présentant un intérêt particulier ont été levées à la planchette mais les mesures ainsi

effectuées sont d'une précision très suffisante.

a. Argile à nodules

Dans le lit de la Menamaty, en son cours inférieur près du village de Sakafotsy, les

argiles de la Sakamena moyenne renferment des nodules calcaires enrobés d'une enveloppe

de calcite et pourvu d'un noyau marno-calcaire à structure de Septarias.

Du bitume pâteux se trouve fréquemment en petites inclusions soit dans la calcite de

l'enveloppe soit dans celle qui remplit les fissures radiales du noyau. La taille des nodules

varie de 10 à 50 cm de diamètre.

b. Lignite

La recherche de lignite à la base de l'Isalo II a été vaine.

c. Formation de la Sakoa et de la Sakamena inférieure

Malgré la méthode de travail rapide, certains problèmes n'ont pu être suffisamment

étudiés : en particulier ceux posés par la Sakoa. L’étude de la Sakamena est assez complète

sauf entre Onilahy et la région Ranohira. Enfin des coupes complètes de l'Isalo ont été faites

seulement entre Mangoky et la région de Soaloka (Nord d'Ankavandra).

d. Levée structurale de la région Sud Mangoky

En général, la très grande généralité des accidents tectoniques consiste en des failles

d’extension, à compartiment Ouest affaissé. Leurs directions se groupe en faisceaux à peu

près NS ou NNE-SSO, c'est-à-dire parallèles au socle affleurant.

IV.4.2. Travaux géophysiques

Les principaux travaux géophysiques entrepris dans la zone d’étude concernent surtout

les travaux relatifs au projet d’Ambalabe durant les années 50.

En 1950, le levé géologique de la bordure du bassin au Nord de Ranohira met en

évidence une structure fermée à Ambohitsitoriana et laisse entrevoir la possibilité d’une zone

fermée à l’Ouest d’Ambalabe. En 1952, la région fut reprise en géologie et quelques sondages

électriques y furent réalisés. Le problème ne fut pas résolu, mais la probabilité d’existence

d’une zone fermée fut nettement retenue et une étude sismique y fut entreprise en 1953. A la

fin de 1954, la structure fut reprise en gravimétrie et couverte par le magnétisme aéroporté.


Objectifs

Les objectifs des travaux étaient de produire une carte de prospection magnétique, une

carte d’anomalies de Bouguer filtrée et une carte des caractéristiques structurales de la zone

Sakamena de Madagascar.

Les données utilisées dans cette étude étaient les suivantes :

Carte d’anomalies de Bouguer SPM Gravity 1956, la Compagnie Générale de

Géophysique

Carte d’intensité totale du champ magnétique, Aero Service Co 1982

Interprétation stratigraphique, zone Sakaraha, Chasse Géologie et Géophysique Ltd

1983

Les lignes sismiques effectuées par la compagnie Occidental of Madagascar

Toutes les données fournies par Occidental Exploration et Production Co.

Données géophysiques [6] [7]

a. Données gravimétriques

Des cartes synthétiques d’anomalie de Bouguer ont été réalisées pour le bassin Sud

Morondava. Les données originales furent digitalisées et des contours automatiques mis en

œuvre.

Les anomalies magnétiques polaires réduites ont ensuite été examinées en utilisant la

technique de l’analyse spectrale. Un filtre coupe-bas (passe-haut) a été appliqué pour localiser

les anomalies magnétiques polaires réduites.

b. Données magnétiques

Les données de profil utilisées dans l'analyse sismique magnétique ont été obtenues

par la première localisation des lignes sismiques sur la carte magnétique polaire réduite filtrée.

Les données magnétiques ont ensuite été numérisées et les profils ont été produits.

Basées sur l’analyse des séries gravimétriques, des cartes et ses corrélations avec les

cartes géologiques des interprétations de qualité en résultent pour être tracées sur la carte

structurale et tectonique.

c. Données sismiques

Huit lignes sismiques ont été soumises à l'évaluation du sous-sol magnétique.

Cependant, seulement six des lignes pouvaient être modélisées.


Résultats et conclusions

La carte des données gravimétriques et magnétiques, la carte des anomalies de

Bouguer filtrées coupe basse et la carte polaire des données magnétiques réduites filtrées ont

été interprétées simultanément pour produire une carte structurale.

La carte structurale montre une faille dominante de tendance Nord-Sud qui a une forte

composante de mouvement de décrochement qui lui est associée. Une tendance secondaire

est observée du NNE au SSO. Cette tendance montre un mouvement plus vertical

qu’horizontal. Une troisième tendance majeure est considérée le long du côté-Est de la zone

Sakaraha, le système de failles plus ou moins arquée Nord-Sud est e au massif ruiniforme de

l'Isalo.

En outre, la présence d'un grand bassin a été confirmé dans la partie centrale Est de

la zone d'étude.

L’étude gravimétrique n’a pas été assez poussée à l’Est pour qu’on puisse en tirer une

interprétation générale. Un fait apparaît cependant sur la carte d’ensemble de l’anomalie de

Bouguer : le fort gradient qui, depuis le Sud de Ranohira, indique la présence d’un accident

majeur sur la bordure s’amortit ici et les valeurs s’infléchissent vers l’Est où elles semblent

amorcer une zone de basses valeurs sur la région d’Iloto.

La méthode sismique a procurée des profils plus ou moins représentatifs mais assez

pour montrer de bonnes réflexions dans certaines zones confirment la structure des failles

listriques présentes.

IV.4.3. Travaux de forage

Dans ce paragraphe, nous allons voir les renseignements sur les deux puits, tel que le

puits d’Ambalabe et le puits de Vohibasia, qui se situent dans notre zone d’étude.

Puits Ambalabe (AB-1) [8]

a. Emplacement du puits

AB-1 a été implanté à 2 500 m au Nord-Ouest d’Ambalabe à environ 220 km au Nord-

Est de Tuléar, au point de coordonnées : X = 463 400, Y = 277 300, Z =366,400 que l’on peut

situer sur la carte de la figure 4-7.

b. Objectif

AB-1 est destiné à tester les possibilités pétrolifères de la structure Ambalabe où des

indices existent en surface. Dans ce but, il a été implanté au top sismique de la structure où

les réservoirs possibles se situent principalement au sommet de la Sakamena Inferieure.


c. Lithologie

L’étude comparative des déblais de forage, des carottes et des logs électriques a

permis de déterminer des coupures plus serrées et de détailler la description lithologique de

chaque ensemble :

Tableau 3. Log lithologique de puits AB-1

Profondeur

feet(‘) – mètre(m) Formation Lithologie

0 – 492’ (150 m)

Isa

lo II

Grès mal consolidés avec

intercalation d’argile sableuse et

pyriteuses

492’ (150 m) – 1132’ (345 m) Argile bariolée brun chocolat et verte

1132’ (345 m) – 1706’ (520 m) Is

alo

I

Grès à ciment argileux ou kaolinique

avec intercalation d’argile

1706’ (520 m) – 2346’ (715 m) Grès blancs ou verte avec

intercalation lenticulaire d’argile

2346’ (715 m) - 2723’ (830 m) Grès blanc avec de l’argile verte

2723’ (830 m) - 3199’ (975 m) Grès gris très micacés avec

intercalation d’argile

3199’ (975 m) - 3953’ (1205 m) Grès massif vert clair et blancs fins à

moyens micacés à ciment carbonaté

3953’ (1205 m) - 4823’ (1470 m)

Sa

kam

ena

su

périe

ur

Grès psammitique blancs à vert clair

fins à moyens. Intercalation d’argile

micacée verte

4823’ (1470 m) -5216’ (1590 m) Grès psammatique avec bancs

d’argile sableuse

5216’ (1590 m) - 5675’ (1730 m) Alternance de grès psammitique et

d’argile

5675.53’ (1730 m) - 6036’ (1840 m)

Sa

kam

ena

infé

rie

ur

Argile schisteuse passant des

schistes argileux

6036’ (1840 m) - 6381’ (1945 m) Fines alternances de grès

psammatique et schistes argileux

6381’ (1945 m) - 7152’ (2180.9 m)

Alternance de schistes passant à

des schistes pelitiques

Série pelitique-pelite schistes- grès

pelitiques


d. Indices

L’Isalo I révèle des traces de bitume noir très pâteux observées à 621 m dans la carotte

et à 114 m dans les déblais de forage. Pour une fois, des indices d’huile ont été observés dans

la Sakamena supérieure. En effet, la fraction gréseuse des déblais de forage montre une

fluorescence plus ou moins forte aux côtes suivantes : 1220 à 1330 m, 1395 à 1450 m, 1490

à 1495 m et 1570 à 1590 m.

La carotte prélevée de 1 224,30 à 1 226,30 m présentait une belle fluorescence sur

toute sa longueur, et quelques heures après sa sortie, de larges taches brunâtres étaient

apparues à sa surface.

Dans la Sakamena supérieure, les indices sont constitués par un produit très léger,

aucune trace d’huile n'ayant été remarquée par l’étude microscopique des échantillons.

La Sakamena Inférieure a révélé des indices d’hydrocarbures gazeux. En effet, des

bulles de gaz combustibles s’échappaient de quelques carottes lors de leur récupération. Les

formations étant pratiquement imperméables si ce n’est une perméabilité de fissure et la

pression de couche étant sans doute faible.

e. Résultats

Comme bilan, on peut dire que le forage AB-1 n’a pas atteint son objectif. Par contre

ce puits apporte un élément nouveau sur la mise en évidence d’indices d’hydrocarbure dans

la Sakamena supérieure qui s’accompagnent de fermeture dans la Sakamena supérieure.

Puits de Vohibasia (VBS-1)

a. Emplacement du puits

Le puits se trouve au centre est de son permis, sous l’appellation de Vohibasia, en

contre bas ouest du Massif de Vohibasia, d' où son nom. Il a atteint la profondeur finale de

9444'. Les coordonnées sont les suivantes : X = 285 695, Y = 480 297 que l’on peut situer sur

la carte de la figure 4-7.

b. Objectifs

L’objectif principal serait l’étude de la Sakamena inferieure qui devrait être couverte par

les argiles de la Sakamena moyenne. Des objectifs secondaires existeraient à la base de la

Sakamena supérieure, dans les intercalations gréseuses de la Sakamena moyenne et dans

les grès de la Sakoa. Donc le piège existant dans cette structure serait un piège purement

stratigraphique fermé par faille.


c. Structure

Une bonne structure anticlinale existerait à Vohibasia ouest avec une fermeture par

faille allant de la Sakamena supérieure au socle. Cette structure s'étalerait sur une superficie

d’environ 7 200 ha à partir du sommet de la Sakamena Inferieure et contiendrait un milliard de

barils d'huile si la faille de fermeture serait assez étanche.

d. Stratigraphie

Cette région ne présenterait aucune lacune stratigraphique. On devrait rencontrer

successivement de haut en bas :

- la Sakamena supérieure constituée surtout de grès avec intercalations fines d’argile,

- la Sakamena moyenne constituée par une formation à prédominance argileux,

- la Sakamena inférieure formée par des grès avec quelques intercalations argileuses,

- la Sakoa, si elle existe, est constituée par des grès avec fines intercalations argileuses

et la base par des tillites qui reposent directement sur le socle.

e. Les indices

Des indices de bitume sec ou de bitume pâteux à l'intérieur des nodules ont été

découverts dans les formations Sakamena,

f. Les principaux résultats

Un essai de division lithostratigraphique a été effectué à partir de la lithologie et des

résultats diagraphiques. Les sédiments traversés par le puits Vohibasia-I sont tous de la

formation Karoo qui est subdivisés selon le tableau 4.


Tableau 4. Rapport du puits Vohibasia I

Profondeur

feet(‘) – mètre(m) Formation Lithologie

0' - 1710' (521,21m)

Isa

lo I

Alternance de grès, d’argilite et de silt

1710 '(521,21m)-2000’

(610m)

Grès sous forme de sable constitué de grain de quartz à

rare agrégats compacts, à prédominance de grès moyen,

subanguleux à subarrondis, moyennement à bien

classés, à divers matériaux accessoires (grenat, quartz

rose, rutile, graphite, intercalé dans niveaux silteux et de

niveaux argilite gris à gris clair, légèrement carbonaté.

2000’(610m)-2700’(823m)

Grès comme celle du dessus et à abondant feldspaths

orangés également intercalé de niveaux argileux à

silteux

2700’(823m)-3100'(944,88m)

Grès purement quartzique et psammitique à

prédominance d’agrégats de grains de quartz clair à

rares traces de substance noire (possible matière

charbonneuse)

3100'(944,88m)-

4200’(1280m)

Alternance d’argile schisteuse et de grès avec des

intercalations de silt

4200’(1280m)-8400’(2560m)

Sa

kam

ena

infe

rie

ure

Alternance de grès et de silt avec de rares intercalations

d’argile schisteuse

Prédominance de silt gris à gris foncé communément

sableux tendant souvent à des grès très fins et silteux

avec des fines intercalations de grès fins souvent silteux

Silt gris à gris foncé moyennement dur en petits blocs à

subfissile

Silt argileux gris foncé à noir, dur, subfissile à fissile non

carbonaté

Argile siltteuse (rarement tendant à du silt) gris à gris

foncé, dure, subfissile micacée

Argile silteuse comme au-dessus

8400’(2560m)-

9444’(2878,5m)

Sa

koa

Grès blanc à gris clair à prédominance d’agrégats

constitués de quartz fins à grossier et de feldspath très

dur

Grès avec fins intercalés de calcaire

Intercalation de grès et de silt avec de rares calcaires


g. Conclusion

L'existence d'huile résiduelle dans ce puits indiquerait le passage d’une quantité d'huile

primaire qui a migré sous l’effet des tassements des sédimenté soit par l’intermédiaire de la

faille qui n'était pas encore étanche à l'époque de génération, soit avant le dépôt de la roche

couverture.

Des résultats décourageants ont prouvés la mauvaise qualité du réservoir.

Cette mauvaise qualité du réservoir est due aux effets destructifs des silicates qui ont

bouché les pores. L'huile générée a migré avant la destruction des réservoirs. Donc malgré la

quantité des gaz détectés lors du forage, le puits a été bouchonné et abandonné sec.


CHAPITRE. V: INTERPRETATION ET SYNTHESE DES RESULTATS

On parlera dans ce chapitre des diverses analyses des données géologiques,

sismiques et de forages afin de définir le système pétrolier et ensuite de répondre au premier

problème fondamental de notre travail qui est la détermination des points d’implantation des

forages.

V.1. INTERPRETATIONS SISMIQUES [16] [17]

V.1.1. Théorie

Objectifs : analyse de séquence sismique est identification des séquences

sédimentaires et étendues des systèmes sur les sections sismiques en interprétant

l'emplacement de leurs limites.

Ces limites de discontinuité sont identifiées sur la base des modèles de terminaison de

réflexion et de leur continuité.

Horizon

Dans le domaine de la géologie pétrolière, les interfaces sédimentaires sont

généralement désignées comme des horizons. Leur forme peut être plane ou plus ou moins

intensément plissée. Un horizon a un âge unique. Les horizons sont généralement disposés

parallèlement les uns aux autres mais sous l'effet de divers facteurs liés aux particularités des

environnements de dépôt ou à la tectonique locale, il arrive que cette propriété ne soit pas

respectée.

Terminaison des surfaces sédimentaires

Les limites sont définies sur une ligne sismique en identifiant la résiliation de réflecteurs

sismiques à la surface de discontinuité. Les terminaisons se produisent :

- En dessous d’une discontinuité et dans la partie supérieure de la limite de

séquence : Toplap, la Trunction

- Au-dessus de la discontinuité et dans la plus faible limite de séquence : Onlap,

Downlap


Tableau 5. Terminaison des surfaces sédimentaire

Terminaison des surfaces sédimentaire

Description Aperçu géologique Figure

Toplap

Terminaison des strates contre une surface sous-jacente principalement en raison de non dépôts avec une érosion mineure possible.

Terminaison de réflecteurs inclinés sur une surface sub-horizontale re couvrante.

Angle de connexion : généralement fort

Surface de connexion : plus récente, non érosive,

sub-horizontale

Trunction

Terminaison de strates interprétées comme strates le long d’une surface de discordance, en raison des effets d’érosion ou structurelles après dépôt.

Terminaison sur une surface érosive plus récente

Angle de connexion : généralement fort.

(discordance angulaire)

Surface de connexion : plus récente, érosive

Onlap

Une relation de base-discordant dans lequel des couches horizontales au départ prennent progressivement fin contre une surface inclinée au départ.

Terminaison d'une surface sub- horizontale sur une surface plus inclinée.

· Angle connexion : plutôt faible.

· Surface de connexion : pentue, plus récente

Downlap

une relation dans laquelle les réflexions sismiques des strates inclinées résiliées en aval-pendage contre une surface inclinée ou horizontale.

Terminaison de réflecteurs inclinés sur une surface sub-horizontale plus ancienne.

· Angle de connexion : généralement fort

· Surface de connexion : plus ancienne, subhorizontale

Concordance Aucune terminaison. Connexion inexistante


Remarque : Si le « onlap »ne peut pas être distingué du « downlap » à cause de la

déformation de la sous-séquence, le terme baselap est utilisé.

On peut voir sur la figure 19 une représentation de la combinaison des modèles de

réflexion de terminaison et les types de discontinuités.

Figure 19. Modèle de réflexion de terminaison et types de discontinuités (soulignés)

Les séquences stratigraphiques

Les séquences de dépôt sont des unités stratigraphiques composées d'une succession

relativement conforme de strates génétiquement liées et limitées à leur sommet et à leur base

par des discordances. Une séquence correspond à une durée de dépôt couramment comprise

entre 1 et 5 millions d’années.

Figure 20. Séquences stratigraphique


V.1.2. Logiciels d’interprétation

Ce paragraphe décrira en quelques mots les logiciels utilisés pour aboutir à la

géomodélisation 2D et 3D des couches du sous-sol de la zone d’étude, les différentes

analyses effectuées pour obtenir les points de forage et les justifications de ces emplacements

et enfin une description des prognosis des puits, que l’on peut rencontrer.

Deux logiciels fut principalement utilisés pour établir les différents cartes et

modélisation de ce travail qui sont :

- Arcgis version 10.2 : un logiciel ArcGIS est un système complet qui permet de

collecter, organiser, gérer, analyser, communiquer et diffuser des informations

géographiques. En tant que principale plateforme de développement et d'utilisation

des systèmes d'informations géographiques (SIG) au monde, ArcGIS est utilisé pour

mettre les connaissances géographiques au service du gouvernement, des

entreprises, de la science, de l'éducation et des médias.

- Kingdom version 8.8 : un logiciel fournit par IHS Kingdom procurant des solutions

évolutives pour l’interprétation permettant l’efficacité volumétrique de données

volumineuses et la prise de décision plus confiante. Kingdom Geology rationalise la

corrélation traditionnelle et la cartographie en introduisant des technologies pour

entretenir toutes les surfaces dans le cadre stratigraphique tout en honorant leurs

règles géologiques. L’utilisation de Kingdom Geology permet d’améliorer la précision

de l’interprétation en unissant les données sismiques. Kingdom Geology est l’un des

logiciels géologiques, riche en fonctionnalités qui est entièrement intégré avec les

domaines géophysiques et ingénierie.

Par l’accès de ces logiciels, on a pu produire un aperçu en 3D des horizons de notre

zone d’étude que l’on peut voir sur la figure 21 :



Figure 21. Vue 3D des horizons

V.1.3. Etape d’analyse des profils par logiciel

Avant de décider de l’implantation des points de forages, les procédures sur l’analyse

des profils sont les suivantes :

Après ces démarches, les données fournies par les images nous a permis d’implanter

les points de forage sur la prochaine carte.

V.1.4. Application

Dans l'interprétation des levés sismiques, on se base sur l’analyse des caractéristiques

morphologiques et structurales existantes, en corrélant avec les différentes cartes obtenues

pendant les traitements


Figure 22. Section sismique de direction Ouest-Est

L’image sismique ici présente montre les réseaux de fractures et les limites

stratigraphiques observables le long d’une section sismique de direction Ouest-Est. De bas en

haut, on y trouve six méga séquences.

La première méga séquence, limitée au-dessus par le trait gris, est un réflecteur

discontinu et discordant qui est caractérisé par la variation d’amplitude et de fréquence.

L’amplitude est moyenne, tandis que la fréquence est haute. Le réflecteur a une configuration

« chaotique » et une terminaison inclinée qui épouse la forme du socle. C’est typique d’un toit

du socle ou des intrusions. En effet, la configuration chaotique représente en général des

coulées de magma en profondeur.


Figure 23. Réflecteur du socle


La seconde méga séquence, limitée ente les traits gris et rouge, contient des

réflecteurs parallèles et fréquents. On remarque surtout une alternance d’amplitudes

faibles et hautes qui confirme le passage à la formation de la Sakoa en présence de

schiste et de grès.


Figure 24. Réflecteur de la Sakoa

La troisième méga séquence, limitée ente les traits rouge et rose, avec des

réflecteurs à basse amplitude avec la une alternance de haute et de basse fréquence,

gardant une configuration subparallèle. Cela représente la Sakamena moyenne

essentiellement formée d’argile surmontée par la Sakamena inferieure contenant du

grès calcaire. La limite séparant les deux couches est incertaine, raison pour laquelle

on les a rassemblées en une seule couche.


Figure 25. Réflecteur de la Sakamena inférieure et moyenne

La quatrième méga séquence, limitée ente les traits rose et orange, est caractérisée

par une surface de réflecteur discontinu à grande amplitude et à haute fréquence. Il y

a une intercalation de banc de calcaire avec des grès et argiles schisteuses qui sont

assimilées à la Sakamena supérieure.



Figure 26. Réflecteur de la Sakamena supérieure

La cinquième méga séquence, limitée ente les traits orange et vert, est un

réflecteur continu, à grande amplitude et à haute fréquence. Elle est marquée par sa

forme et son épaisseur. Il s’agit d’un faible apport de sédiment : c’est apparemment

l’IsaloI.


Figure 27. Réflecteur de l'Isalo I

La sixième méga séquence, limitée ente les traits vert et bleu, affleurant en surface,

est caractérisée par un réflecteur discontinu et discordant. L’horizon bleu montre le

passage au Lias. On voit très bien qu’il a une configuration « perturbée »,

caractéristique d’un dépôt torrentiel. Cette formation superficielle pourrait être le grès

de l’Isalo II.

Figure 28. Réflecteur de l'Isalo II


Les sections sismiques de direction Nord-Sud dans les résultats pourraient représenter

en général six méga séquences de base en haut. Les formations des couches sont similaires


et que ces sections peuvent présenter aussi bien des faciès assez constant que des faciès

d’épaisseur variable. Cette prochaine figure montre un profil de cette direction :

Figure 29. Section sismique de direction Nord-Sud

V.1.5. Conversion des profondeurs

Les rapports de forage et de géologie de surface disponibles nous a permis de faire le

calage des données sismiques et de localiser les horizons ou les réflecteurs. Pour effectuer la

conversion en temps (TWT) vers l’unité métrique, on s’est basé sur les données du tableau 6.

Tableau 6. Vitesse de pénétration d'onde sismique dans le sous-sol

Types de roches et minéral Vitesse (m/s)

Terrains altérés de surface 400 à 800

Sables humides 600 à 1800

Argiles 900 à 2800

Marnes 1800 à 3800

Gypses 3100 à 3600

Grès 1800 à 3500

Calcaire tendres 3200 à 3600

Calcaire compactes 4000 à 5000

Dolomite cristallines 6000 à 6600

Roches métamorphiques et éruptives 3000 à 7000

Source : " Le Pétrole" de JAQUES FLANDRIN et Al

Par le tableau suivant, on peut observer les vitesses des ondes sismiques lors de leur

traversées selon chaque la formation lithologique de chaque couche et on a pu prendre cela

des valeurs moyennes.


Tableau 7. Vitesses des ondes selon la formation rencontrée dans le profil sismique

Stratigraphie Composition Vitesse (m/s) Moyenne

Isalo II - argilo-gréseux

- gréseux

- Argiles : 900 à 2800

- Grès : 1800 à 4000 1583

Isalo I

- gréseuse

- avec une alternance de grès

et d’argiles

- Grès : 1800 à 4000

- Grès et argile 1733

Sakemena

supérieure

- grés fins à moyens argileux,

- de grès à ciment calcaire

argileux

- Grès : 1800 à 4000

- Argiles : 900 à 2800

- Calcaire tendres : 3200 à

3600

2717

Sakamena

moyenne

- schistes argileux

- Grès : intercalés d’argiles


3600

- Grès : 1800 à 4000

- Argiles : 900 à 2800

2717

Sakamena

inférieure

- pelites,

- des grès depuis les fins

pelitiques

- grès conglomératiques

- en outre des grés calcaires

- Argiles : 900 à 2800

- Grès : 1800 à 4000


3600

2717

Sakoa

- Schistes, grès et tillites

- Série des « couche à

charbon »

- Série rouge inferieure

Grès et schiste


3600

- Grès : 1800 à 4000

- Tillite (argilo-sableuse) :

Argile : 900 à 2800

Sable : 600 à 1800

2800

Les vitesses moyennes sont ensuite insérées avec les profondeurs en TWT (s) dont le

temps initial et le temps final des passages des ondes pour chaque couche.

Tableau 8. Vitesses et temps de passage dans les couches

Formation Vitesse (m/s) Initial time (s) Final time (s)

Isalo II 1583 0 1,800

Isalo I 1733 1,800 2,050

Sakemena supérieure 2717 2,050 2,350

Sakamena moyenne 2717 2,350

Sakamena inférieure 2717 3,550

Sakoa 2500 3,550 4,450

On passe alors au calcul approximatif de la profondeur en mètres(m) par la formule :

𝑑 = 𝑣𝑡

2 (1)


𝑑: Profondeur

𝑣: vitesse de pénétration des ondes dans la couche

𝑡: Temps de pénétration

Après calcul de profondeur de chaque couche, on a pu établir la figure suivante qui montre

la profondeur en temps(s) à l’échelle gauche et la profondeur en mètres(m) à droite :

V.2. CARACTERISATION DU SYSTEME PETROLIER ET IMPLANTATION DES

POINTS DE FORAGE

V.2.1. Analyse du système pétrolier

Depuis l'acquisition du Bloc Sakaraha, Occidental of Madagascar a envisagé plusieurs

approches afin d’évaluer le potentiel pétrolier de la région. Dans ce paragraphe nous allons

voir les caractéristiques du système pétrolier dans notre zone d’étude.

Stratigraphie et structure

Géologiquement, le Bloc Sakaraha est divisé en deux faciès distincts par la faille d’Ilovo. A

l'Est de la faille se trouve une séquence Karoo Permo-Trias d’au moins 10 000 m d'épaisseur,

recouverte par une section Jurassique moyenne. A l'ouest, du Karoo est probablement

également présent mais il est recouvert par au moins 4 000 m de formations marines

principalement Jurassiques à Eocènes.

L'intérêt Occidental est centré sur la zone Est de la faille Ilovo, c’est-à-dire la séquence

Karoo. Les mesures de paléocourants affleurant et les analyses sismiques des faciès

suggèrent que le transport des sédiments Karoo était principalement du SSE au NNO dans le

Bloc Sakaraha.

La surface du Karoo est simple de l’Est vers l'ouest avec les lits coupés par un certain

nombre de failles normales. Le groupe Sakoa, l'unité Karoo plus ancienne, n'affleure qu’au

Sud de la concession et au Nord-Est. Par ailleurs, il est généralement dépassé par le groupe

Sakamena.

Etude de réservoir et d’indices d’hydrocarbure

La formation Karoo basale présente des réservoirs abondants mais d’après plusieurs

observations, la potentialité se trouve surtout au niveau des formations Isalo I et Sakamena

supérieure qui a des grès poreux très intéressants. Les grès sont abondants à tous les

niveaux. Les grès très fins de la Sakamena inférieure ne semblent pas être un bon réservoir.

Les données recueillis concernant les réservoirs et les indices ont pu être classifiées selon

les formations potentielles :


Tableau 9. Etude de réservoir et d'indices

Isalo II

Isalo I - Sakamena

supérieure Sakamena inférieure

Composition

Cette formation est

constituée de grés fins à

grossiers arkosiques,

intercalés avec de l’argile

déposée dans un

environnement fluvial à

énergie élevée.

Elle est composée de

façon pauvre à

modéré; de grain fin à

grossier, de grés

feldspathique

localement micro

conglomératique

surtout dans la partie

supérieure dont la

composition d’argile

décroit vers le haut.

Elle se compose d’assortiment

de grain de grés feldspathique

fin à très grossier et

localement conglomératique.

Caractéristique du réservoir

La partie Sud du bassin,

réservoir de l’Isalo II

manque d’information

La couverture pose des

problèmes dans la partie

Est de la faille et dont les

études manquent.

La porosité va de 10 à 20

% dans les forages

antérieurs de VHD-1 et

Ambanasa-1.

Dans le Sud du

bassin, la séquence

s’épaissit et dans les

divers puits

environnants, la

qualité de réservoir

diminue avec la

profondeur (VHD2)

porosité et

perméabilité sont

respectivement :

- dans l’Isalo I de 8 à

20 %, de 4 à 640

md

- dans la Sakamena

Supérieure : 5 à 9

% et de 1 à 14 md

La porosité trouvée est

variable se situant entre 0 à 20

%. La perméabilité est

hautement variable.

La porosité n’excède jamais 8

% dans le Nord Est (puits VBS

1 et AB-1), mais elle est de 15

à 20 % dans LW1 et LW2 où la

perméabilité atteint 3000 md

Indices

Isalo II est le réservoir de

l'huile lourde de Tsimiroro

et du grès bitumineux de

Bemolanga.

Il montre un bon potentiel

pour constituer une roche

réservoir de qualité

Des indices d'huile ont

été détectés dans les

divers puits de la zone

Sud (AB 1, Ambanasa

1, VHD 2bis,

Sakaraha-1)

provenant

probablement de

l'argile lacustre de la

Sakamena moyenne

située à présent dans

la fenêtre d'huile

De traces d'huile ont été

identifiées dans plusieurs puits

et ont été reconnues dans la

partie haute de la formation sur

Vohibasia-1.

Le meilleur indice se situe

dans Sakaraha-1 et dans VHD

1 juste au-dessus du socle

mais des tests sur ces deux

puits montrent une formation

très argileuse sans une

perméabilité significative.


Roche couverture

Les réservoirs sont abondants dans la séquence Karoo mais les roches couvertures

potentielles sont moins développées. D’après les études menées auparavant :

- La Sakamena moyenne est une couverture potentielle pour le Sakamena inferieure

- L’Isalo I - Sakamena supérieure pourrait être une couverture pour l’intervalle de la

séquence gréseuse.

- L’argile de base d’Isalo II, à la partie haute de la séquence Isalo I pourrait être une

couverture dans la partie Nord

- L’Isalo II constitué d’intercalations d’argile, peut constituer une couverture du grès

poreux s’il est plus développé.

Roches-mères

En faisant la synthèse des données antérieures ainsi que des divers rapports effectués

sur les bassins sédimentaires malagasy, on a pu déterminer les roches mères probables mais

par les études précédentes, la Sakamena moyenne est la roche mère potentielle élaboré le

tableau 5-6 montrant les études géochimiques :

Tableau 10. Etude géochimique

Isalo Sakamena Sakoa

Composition

Essentiellement

sableux, seules les

intercalations d’argile,

spécifiquement les

argiles de base de

l’Isalo II pourraient

être une source

potentielle

La Sakamena

supérieure est

essentiellement

sableuse, la

Sakamena moyenne

et Inferieure sont

intercalées d’argile

pour afficher des

qualités de source

Elle se compose

localement d’important

dépôt charbonneux

Maturité

Dans l’Est du bassin,

l’enfouissement n’est

jamais important et la

maturité de l’Isalo est

faible

La maturité augmente

d’Est en Ouest. La

Sakamena est

d’immature à mature

dans Ambanasa-1 et

VBS-1

Les échantillons prise

dans les dépôts

charbonneux sont

hautement à

faiblement mature et la

maturation augmente

d’Est en Ouest.


Isalo Sakamena Sakoa

Source potentiel

Le TOC est très faible,

rarement supérieur à

0,2 à 0,5 % dans les

échantillons observés

dans la zone

Sakaraha et atteint 1

% en allant vers

l’Ouest

Le TOC est

généralement faible : <

0,2 % et 0,5 % dans la

plupart des puits.

Néanmoins, il est

élevé à VBS-1 : de 0,7

à > 2 %

Les analyses

d’échantillons ont des

montré un TOC

généralement riche ou

très riche (2,6 - 62,6 %)

et rarement faible (0,52

%).

Type de matière

organique

Les matières

organiques de l’Isalo

over-mature sont

surtout de type IV,

résiduelles avec de

faible indice

d’hydrogène associé

à des types III,

inférieure à 10 %

La plupart des

matières organiques

sont représentées par

des détritiques-

altérées et/ou

résiduelles de type IV.

Sur VBS-1 elle est

surtout de type IV

associée avec plus de

30 % de type II marin

ou lacustre

Les matières

organiques sont

détritiques-altérées de

type IV associées à > 1

% à 19 % de type III

(charbonneux)

Pièges

Plusieurs types de piège sont présents dans la partie Sud du bassin, mais ceux de l’Est

incluent surtout la structure « Rollover » qui se forme lorsque l’affaissement dans la zone

d'extension basse pression associée à des failles listriques dont on peut observer une

représentation sur la figure 5-13:

Figure 30. Structure Rollover

Cela constitue une combinaison de piège récemment formé et un bon réservoir dans

la Sakamena Supérieure - Isalo I ou Isalo II, couvert par l’intercalation d’argile schisteuse de

l’Isalo II. Ces pièges pourraient avoir la Sakamena moyenne comme couverture et roche mère.


V.2.2. Implantation des points de forage

Après ces démarches, les données fournies par les coupes sismiques et les travaux

antérieurs dans la zone, nous ont permis d’implanter les points de forage sur la prochaine

carte.


Figure 31. Carte des points de forage


Par l’application « Google Earth », on a pu obtenir une vue globale et une vue

rapprochée réaliste de ces points non seulement pour une meilleure vision mais aussi pour

s’assurer que les points ne se trouvent pas accidentellement dans des endroits difficile

d’accès. Les figures 32 et 33 montrent ces images prisent par satellite.

Figure 32. Vue globale des points de forage

Figure 33. Vue rapprochée des points de forage


A l’aide de cette carte et via le logiciel, on a pu identifier précisément les coordonnées

de ces points, que nous résumons dans le tableau 11.

Tableau 11. Coordonnées des points d'implantation de forage

Nom X Y Longitude Latitude

A 517 259,5 7 561 292,5 45° 10' 2,181" E 22° 3' 10,954" S

B 504 504,0 7 552 972,0 45° 2' 37,226" E 22° 7' 41,856" S

V.2.3. Justification des points de forage

Les justifications du choix de ces points d'implantation sont les suivantes :

- On recense des accumulations probables aux alentours des points en question. Alors

pour confirmer la fermeture par failles, donc l’existence de piège, il faudrait les vérifier;

- Malgré l'existence d'analyse lors des travaux antérieurs, des relevées géochimiques

sont nécessaires pour s’informer sur le timing. En effet, la question se pose surtout

dans cette zone sur la formation des pièges faillés avant la période d’expulsion et la

migration des hydrocarbures, qui est une condition nécessaire pour une éventuelle

existence d’accumulation ;

- Bien que, d'après ce que l'on a décrit précédemment, les réservoirs sont bien présents

dans la séquence Karoo, des doutes sur l’efficacité des roches couvertures subsistent.

Ce qui pourrait remettre en cause la possibilité d'accumulation d’hydrocarbures. D'où

la nécessité de définir la lithologie, l'épaisseur et le pendage des formations

concernées.

Ainsi, notre choix porte sur les 2 points de forage d’exploration ci-après :

o Point A, dans la partie centrale de la zone d’étude,

o Point B, dans la partie Sud-Ouest,

Les données qui seront fournies par ces forages constitueront des informations

importantes, en complément de celles qui sont déjà disponibles à partir des travaux antérieurs.

Elles permettront d’effectuer des corrélations et de mieux recouvrir les zones jusqu’à présent

encore inexplorées.

V.2.4. Prognosis des puits

Les géologues de site de forage doivent être tout à fait familiers avec tous les aspects

du prognosis ou pronostic des puits. La première chose à faire avant d’établir un prognosis de

puits est de collecter les données des puits à proximité et de les projeter sur les lignes

sismiques, ceci dans le but d’avoir une relation lithologique dans la zone d’étude et de décider

de l’implantation des puits du projet.


La préparation pour la géologie régionale est d’anticiper par le prognosis :

- la nature et profondeur du sous-sol du bassin ;

- l’âge géologique de la section ;

- les lithologies attendues ;

- le contexte tectonique du bassin ;

- l’occurrence d’hydrocarbure dans le bassin.

Prognosis du puits A

Le point A se trouve dans la partie centrale Ouest de la zone d’étude et dans la partie

Nord du Bassin Sud Morondava. La figure 5-17 montre un schéma effectué à partir de la

section du profil sismique et la localisation du puits A :

Figure 34. Schéma effectué à partir de la section du profil sismique et la localisation du puits A

On pourrait alors représenter sur le tableau suivant, l’hypothèse suivant sur ce

puits dont la légende est la suivante:


Tableau 12. Prognosis du Puits A


Prognosis du puits B

A l’opposé, le point B se trouve dans la partie centrale Est de la zone d’étude et dans

la partie Nord-Est du Bassin Sud Morondava. La figure 35 suivante montre un schéma effectué

à partir de la section du profil sismique et la localisation du puits B

Figure 35. Schéma effectué à partir de la section du profil sismique et la localisation du puits B

Le tableau 13 qui suit représente les formations que l’on pourrait trouver dans ce

puits.


Tableau 13. Prognosis du puits B


V.2.5. Choix du puits à étudier

Suite à l’implantation des points de forage et la définition de chaque prognosis des deux

puits, on a décidé d’étudier le puits B car :

- La qualité des réservoirs serait de meilleures qualités dues à de bonne épaisseur des

couches ainsi qu’à leurs pendages. Aussi, la porosité et perméabilité que l’on pourrait

trouver par analyse des données des puits avoisinant est plus rassurant,

- Malgré la faible épaisseur de la roche couverture potentiel, l’Isalo II, du puits A par

rapport au puits B, les études antérieures montrent qu’elle est plus intéressante dans

la partie Ouest qu’à l’Est,

- les accidents tectoniques consistent en des failles d’extension, à compartiment Ouest

affaissé c’est-à-dire que la probabilité d’avoir une expulsion et la migration des

hydrocarbures serait plus sûre à l’Ouest.

Apres le choix du puits à étudier, on se focalisera alors exclusivement au programme

technique de réalisation de ce puits dans la prochaine partie qui suit.

Partie III : LES PROGRAMMES TECHNIQUES DE

REALISATION


CHAPITRE. VI: PROGRAMME DE FORAGE

L'établissement du programme de forage constitue une opération primordiale pour la

préparation d'un sondage. Il s'agit, en effet, de choisir les caractéristiques de construction du

puits, afin que ce dernier puisse atteindre son objectif dans les meilleures conditions

économiques, tout en respectant un certain nombre de données.

Il est utile de souligner la très grande importance d'un bon programme de forage et de

tubage sur le succès d'un sondage, sur la sécurité des opérations et sur le prix de revient final

du puits. On essayera alors dans ce chapitre, de développer les différentes paramètres tout

en considérants certaines exigences de calcul pour pouvoir établir le programme de forage.

VI.1. LES SECTIONS TYPIQUES D’UN PUITS

En forage, au fur et à mesure que les travaux de creusement avancent, les difficultés

rencontrées se multiplient à cause des conditions géologiques de plus en plus compliquées

vers les profondeurs, alors que la capacité disponible de l’appareil de forage reste inchangée.

C’est pourquoi on doit prendre des mesures adéquates.

Le résultat est que le puits est constitué de plusieurs tronçons nommés couramment

sections, par tronçon étant entendue une portion du trou le long de laquelle le diamètre est

gardé constant sur une longueur bien déterminée. Les puits pétroliers typiques comportent

quatre types de section décrit par le tableau 14 suivant :

Tableau 14. Sections d'un puits de forage

SECTION DESCRIPTION

Section guide Forée au plus grand diamètre, de la surface jusqu’à quelques

dizaines de mètres, quelquefois jusqu’à la centaine

Section de surface

Forée en diamètre plus petit, du sabot du tubage guide jusqu’à

quelques centaines de mètres, peut-être jusqu’au millier, en

fonction des formations superficielles qu’elle doit couvrir.

Section technique

Les sections techniques ou intermédiaires ouvrent les formations

situées en dessous du sabot de la section de surface. Ce sont

des sections dites facultatives.

Section de production La section de production est destinée à ouvrir les couches

productives. Elle est forée au plus petit diamètre.

On peut alors schématiser la coupe technique d’un puits comme suit :


Figure 36. Coupe technique d'un puits phase par phase

VI.2. LES OUTILS DE FORAGES

L’outil de forage est le premier élément qui s’attaque au terrain, le choix de l’outil de

forage dépend de la nature de terrain. Le trépan fore sous l’action d’une charge axiale et d’un

couple moteur. Son type, sa forme et sa résistance doivent être bien adaptés aux terrains à

traverser.

L’expérience a conduit à adopter une règle empirique donnant la dimension et un choix

plus large des combinaisons est donné par le diagramme ci-après.


Figure 37. Diagramme des combinaisons des diamètres de forage et de tubage

Pour notre projet on a décidé d’opter pour la combinaison du tableau 15 suivante :

Tableau 15. Les outils de forage

SECTION CARACTERISTIQUES PUITS

Guide Trou x Tubage in 36 x 30

Surface Trou x Tubage in 26 x 20

Technique Trou x Tubage in 17 1/2 x 13 3/8

Production Trou x Tubage in 12 1/4 x 9 5/8

Rappelons qu’on a la description lithologique suivante de la prognosis du puits

Tableau 16. Lithologie du puits

Profondeur (ft) Epaisseurs (ft) Stratigraphie

0 à 4593 4 593 Isalo II

4 593 à 5 577 1/2 984 1/2 Isalo I

5 577 1/2 à 6 725 1 147 1/2 Sakamena supérieure

6 725 à 8 366 1 641 Sakamena moyenne

8 366 à 9 842 1/2 1 476 1/2 Sakamena inférieure

9 842 1/2 à 10 334 1/2 492 Sakoa


VI.2.1. Poids sur l’outil

Le poids sur l’outil est une force qui agit dans la direction verticale, vers le bas et

enfonce l’outil dans la roche. L’intensité nécessaire de la force dépend de la dureté de la roche.

La solution pour les outils tricônes est obtenue à l’aide de ce que l’on appelle critère

WN : W est le poids sur l’outil (WOB : weight on bit) exprimé en millier de pounds, tandis que

N est la vitesse de rotation en tours par minute (RPM : revolution per minute).

Les spécifications techniques du fabricant sont résumées dans le tableau ci-dessous.

Tableau 17. Spécifications techniques des outils de forage

DIAMETRE

(in)

NOMBRE « WN » POUR LES OUTILS

J11 J22 J33 J44 J55 J77

5 7/8 2 750 2 650

8 1/2 3 900 3 900 4 450 4 300 4 300 4 300

12 1/4 6 650 5 750 5 750 7 300 7 300 7 300

17 1/2 8 000 8 900

Les fabricants d’outils recommandent des valeurs de poids sur l’outil par pied de

diamètre de trou (lb/in), en fonction de la dureté des roches. Logiquement, les roches tendres

peuvent être forées avec de faibles poids, tandis que les roches dures réclament des poids

élevés.

Tableau 18. Poids recommandés pour les tricônes Hughes

ROCHES OUTILS

DENTS DE CARBURE

POIDS OUTIL DENTS

D’ACIER

POIDS

103 lb/in kg/mm 103 lb/in kg/mm

Tendre

Semi-dure

Dure

Très dure

Abrasive

J 11

J 22 - J 33

J 44 - J 44

J 77

J 99

4

5

5,5

6

7,5

70

90

100

110

130

J 1

J 2

J 3

J 4

J 7

J8

3,0 – 5,0

3,5 – 5,5

3,5 – 6,0

4,0 – 8,0

4,5 – 8,0

6,0 – 8,0

55 - 90

60 - 100

60 - 110

70 - 140

80 - 140

110 - 140

La formule définissant le poids sur l’outil est la suivante :

𝑊𝑂𝐵 = 𝑃𝑠 = 𝑝. 𝐷 (2)

𝑝: Poids sur l’outil spécifique

𝐷: Diamètre de l’outil


VI.2.2. Vitesse de rotation

Cette vitesse de rotation est donnée en Rotation Par Minute (RPM) par la formule :

𝑅𝑃𝑀 =𝑊𝑁

𝑊𝑂𝐵 (3)

𝑊𝑁: Spécification technique des outils de forage

𝑊𝑂𝐵: Poids sur l’outil

Les trous guide et de surface seront d’abord forés en trou pilote de 17 1/2 ‘’, puis on a

recours à l’élargissement élargis jusqu’à leurs diamètres nominaux respectifs :

- Trou guide : trou pilote 17 1/2 ‘’, premier élargissement en 26 ‘’, second

élargissement en 36’’,

- Trou de surface : trou pilote 17 1/2 ‘’, élargissement en 26’’.

Les résultats après calcul sont alors apportés par le tableau 19

Tableau 19. WOB et RPM des outils de forage

Diamètres

de l’outil

(in)

Type de

roche

traversée

Outils à

dents de

carbure

Début Fin WN WOB (lb) RPM

17 1/2 Semi-dure J 22 1 804 1/2 8 530 8 000 87 500 90

12 1/4 Tendre J 11 8 530 10 334 1/2 6 650 49 000 135

VI.3. ETABLISSEMENT DES DIAMETRES

Un sondage est un ouvrage télescopique puisque chaque tubage mis en place réduit

le diamètre du trou qui pourra être foré ultérieurement. Il convient donc de considérer d’une

part, le jeu entre l’intérieur d’une colonne de tubes et le trépan qu’on pourra employer pour la

suite du forage, et d’autre part, le jeu indispensable entre le trou foré et l’extérieur de la

colonne.

Pour l’établissement des diamètres, les considérations techniques à prendre en

compte sont le jeu de cimentation, la résistance du tubage et le jeu de passage.

VI.3.1. Jeu de cimentation

Pour chaque section, étant donné le diamètre du trou (donné par l’outil de forage: D0),

le diamètre extérieur de son tubage (DC) est calculé de telle sorte que l’espace annulaire

existant derrière le tubage (tC) soit suffisamment large pour ne pas engendrer une perte de

charge trop élevée lors de la cimentation ultérieure. Cet espace annulaire s’appelle marge ou

jeu de cimentation.

𝐷𝑜 = 𝐷𝐶 + 2𝑡𝑐 ↔ 𝑡𝑐 = (𝐷𝑜 − 𝐷𝐶)/2 (4)


Figure 38. Rapport du diamètre de forage et du diamètre de tubage

VI.3.2. Résistance du tubage

A son tour, le tubage doit résister aux différentes sollicitations surtout mécaniques

auxquelles il est soumis. La résistance peut être obtenue à l’aide de deux critères :

- avec une qualité adéquate de l’acier de confection, pour une épaisseur métallique donnée,

- avec une épaisseur métallique suffisante, pour une qualité d’acier donnée.

Etant donné le choix de l’acier des tubes à utiliser, l’épaisseur des parois des tubes (tr) doit

leur donner la résistance requise. Elle détermine ensuite le diamètre intérieur des tubes (DT).

𝐷𝐶 − 𝐷𝑇 = 2𝑡𝑟 ↔ 𝐷𝑇 = 𝐷𝐶 − 2𝑡𝑟 (5)


Figure 39. Rapport des diamètres extérieur et intérieur du tubage

VI.3.3. Jeu de passage

Enfin, le trépan à utiliser pour forer une section doit passer à l’intérieur du tubage en place

(tubage de la section antérieure), avec un certain jeu dit de passage. Autrement dit, entre le

diamètre intérieur du tubage en place et le diamètre du trépan à introduire (qui donnera le

diamètre de forage : Df), il doit exister une différence suffisante (tp).

𝐷𝑇 = 𝐷𝑓 + 2𝑡𝑝 ↔ 𝐷𝑓 = 𝐷𝑇 − 2𝑡𝑝 (6)

Figure 40. Jeu de passage du trépan dans le tubage


Après calcul des diamètres, on a pu obtenir les résultats suivants donnée par le tableau

20 :

Tableau 20. Résultats de calcul des diamètres

SECTION Guide Surface Technique Production

Jeu de cimentation tc (in) 3 3 2 1/16 1 5/16

Résistance du tubage tr (in) 1,250 0,635 0,380 0,395

Jeu de passage tp (in) 0,75 0,615 0,183 0,168

Diamètre de forage (in) 36 26 17 1/2 12 1/4

Diamètre nominale de tubage (in) 30 20 13 3/8 9 5/8

VI.4. DETERMINATION DE LA COTE DES SABOTS DE TUBAGE

Pour l'élaboration d'un programme de tubage, on doit tenir compte des pressions des

fluides contenues dans les terrains forés (pressions de pore) et de la tenue des terrains à

ces pressions.

VI.4.1. Pressions [9]

Pression des pores

La pression de pore est définie comme la pression agissant sur les fluides dans les pores

de la roche. Selon l’importance de la pression des pores, elle peut être normale, anormale ou

inférieure à la normale. Elle est donnée par la formule :

𝑃𝑝 = 𝑔𝑝 × 𝐻 (7)

𝑔𝑝 : Gradient de pores (psi/ft)

𝐻 : Profondeur (ft)

a. Pression normale

On parle de pressions normales lorsque le gradient de pression est hydrostatique, ce qui

veut dire que les pressions rencontrées correspondent au poids d'une colonne d'eau de la

surface à la profondeur considérée. Le gradient des pores normaux est au voisinage du

gradient de pression d’eau salée de 100 000 ppm qui vaut 0,465 psi/ft.

b. Pression anormale

Les pressions anormales sont les pressions de pores présentant des valeurs supérieur ou

inférieur à la valeur à la ligne de gradient de pores normale. Les pressions anormales : là, le

gradient de pression est généralement plus élevé par suite du piégeage de fluides plus léger

que l'eau tels des hydrocarbures, ou d'une sous-compaction des sédiments.


Les causes de cette pression des pores anormale sont variées mais elles sont surtout

relatives aux :

- Effets stratigraphiques et tectoniques ;

- Formations lithologiques ;

- Effets thermodynamiques ;

- Processus de génération d’hydrocarbone.

Dans notre cas, la pression anormale se présente comme une surpression. Elle est

causée par la présence des failles qui auraient pu redistribuer les sédiments et plaçant les

zones perméables contre les zones imperméables et créant ainsi une barrière pour le

mouvement des fluides. Les pressions anormales se rencontres, dans le sable et les

couches imperméables inter litées, juste au-dessous de la formation de la base de sable

continu ce qui a mené à une porosité et à une pression élevée.

On peut s’attendre à une pression de 0,5812 psi/ft. Ce phénomène ne se présente que

dans la partie où la formation imperméable est importante (>200 ft), ce qui est le cas dans

la partie de la Sakamena Inférieure comme l’indique la figure 42.

Figure 41. Surpression due à la formation imperméable importante

Pression de fracturation

La pression de fracturation est la pression que la roche peut supporter sans se

fracturer.

𝑔𝑓 : Gradient de fracturation (psi/ft)

𝐻 : Profondeur (ft)


Elle peut se calculer par plusieurs méthodes mais ici on utilisera l’équation de Hubbert

Willis qui donne :

𝑃𝑓 =𝜎𝑜𝑏 + 2𝑃𝑝

3 (8)

Où :

𝜎𝑜𝑏 = 𝑔𝜌𝑔𝐷𝑠

𝑔(𝜌𝑔 − 𝜌𝑙)𝜙0

𝐾(1 − 𝑒−𝐾𝐷𝑠)

(9)

𝜎𝑜𝑏: Pression surchargée

𝑔: Intensité de la pesanteur

𝜌𝑔: Densité moyenne des grains

𝐷𝑠: Profondeur considérée

𝜌𝑙: Densité moyenne des fluides dans les pores

𝜙0: Porosité moyenne

𝐾: Constante de diminution de porosité

Dans la profession, on a souvent recours au tracé du diagramme pression-profondeur

donnant une image explicite du régime des pressions attendues lors de l'avancement.

Après calcul du gradient de pores et gradient de fracturation selon les pressions normaux

et anormaux, on a le diagramme suivant :

Figure 42. Diagramme profondeur-pression

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

0 500 1000150020002500300035004000450050005500600065007000750080008500

Pro

fon

deu

r (f

t)

Pression (psi)

Pression de pores Pression de fracturation


VI.4.2. Profondeur d’arrêt de chaque section

- Section guide

La section guide aura une profondeur d’arrêt de 150 ft pour bien assurer ses rôles et

pour éviter l’affouillement des terrains meubles.

- Section de surface

Elle aura pour objet la solidité et l’étanchéité à tous les points donc elle s’arrêtera à une

profondeur de 1804 ½ ft.

- Section technique

Par la présence d’affaissement due au faille, on a une surpression importante à partir

de la cote de 8530 ft coïncidant au changement de gradient de fracturation donc

l’utilisation de section technique est indispensable jusqu’à cette profondeur.

- Section de production

L’objectif est d’atteindre la formation Sakoa c’est-à-dire à une profondeur de 9416 ft

mais on propose de descendre à 10334 1/2 ft pour mieux confirmer les futurs résultats

d’analyse.

Tableau 21. Profondeur d'arrêt des sections


Forage Diamètre (in) 36 26 17 1/2 12 1/4

Profond (ft) 150 1 804 1/2 8 530 10 334 1/2

Tubage Diam nominale (in) 30 20 13 3/8 9 5/8

Profond (ft) 146 1/2 1 801 8 526 1/2 10 331

La figure 44 illustre les profondeurs respectives des sections avec les diamètres du

trou.


Figure 43. Profondeurs des sections et diamètres du trou

VI.5. CALCUL MATERIEL DE BOUE POUR CHAQUE SECTION

L’élément important et principal qui peut créer beaucoup de problèmes lors du forage

c’est bien la boue de forage, si celle-ci n’est pas bien contrôlée.

L’établissement du programme de boue constitue une opération primordiale pour la

réussite d’un forage. Il s’agit en effet de choisir les caractéristiques de boue, afin qu’on puisse

atteindre l’objectif dans les meilleurs conditions économiques, tout en respectant certaines

données.

VI.5.1. Volume de boue nécessaire

𝑉𝑛 = 𝑉𝑠 + 𝐶𝑇𝑇 + 𝐻𝑇 + 𝐾𝜙𝐶𝑇𝐷(𝐻𝐹 − 𝐻𝑇) (10)

Avec :

𝑉𝑠 : Volume de l’ensemble des équipements de surface

𝐶𝑇𝑇 : Capacité du trou tubé

𝐻𝑇 : Profondeur tubé


𝐾Φ : Coefficient d’irrégularités du diamètre

𝐶𝑇𝐷 : Capacité du trou en découvert

𝐻𝐹 : Profondeur final

VI.5.2. Quantité d’eau

L’eau de fabrication peut être de l’eau douce contenant peu ou pas de sels de sodium,

calcium, magnésium et autres. La phase aqueuse peut contenir aussi des produits chimiques

ajoutés pour traiter la boue.

𝑤 + 𝑔 = 𝑚

(11)

Avec :

𝑤 : eau (water)

𝑔 : bentonite (gel)

𝑚 : boue (mud)

{𝑉𝑤 + 𝑉𝑔 = 𝑉𝑚

𝛾𝑤𝑉𝑤 + +𝛾𝑔𝑉𝑔 = 𝑉𝑚𝑉𝑚 (12)

𝑉𝑤 =

𝛾𝑔 − 𝛾𝑚

𝛾𝑔 − 𝛾𝑤𝑉𝑚

(13)

𝑃𝑔 = 𝛾𝑔𝑉𝑔 = 𝛾𝑔

𝛾𝑚 − 𝛾𝑤

𝛾𝑔 − 𝛾𝑤𝑉𝑚

(14)

VI.5.3. Quantité de bentonite

La quantité de bentonite, qui est une argile spécifique pour la composition de boue de

forage classique, est déterminée identique à la quantité d’eau c’est-à-dire déduit de sa

proportion par rapport à la quantité d’eau à utiliser et celle de la boue attendue.

𝑃𝑔 = 𝛾𝑔

𝛾𝑚 − 𝛾𝑤

𝛾𝑔 − 𝛾𝑤𝑉𝑚 (15)

VI.5.4. Alourdissement et reste de boue à préparer

Au passage d’une section à une autre, la densité de boue à utiliser varie et par

conséquent il doit être traité. Ce traitement se fait par l’ajout d’additif qui sont les produits

spécifiques ajoutés afin d’améliorer les propriétés du système de base. Cela s’accompagne

du calcul de l’alourdissement dans notre cas et du reste de boue à préparer.

Alourdissement

Volume de boue finale

𝑉𝑓 =𝛾𝑎𝑑 − 𝛾𝑖

𝛾𝑎𝑑 − 𝛾𝑓𝑉𝑖 (16)


Quantité d’additif

𝑃𝑎𝑑 = 𝛾𝑔

𝛾𝑓 − 𝛾𝑖

𝛾𝑎𝑑 − 𝛾𝑓𝑉𝑖

(17)

Reste de boue à préparer

Le reste de boue à préparer se calcule alors de la façon suivante :

𝑉𝑟 = 𝑉𝑛 − 𝑉𝑓 (18)

Avec :

𝑉𝑤: Volume d’eau

𝑉𝑚: Volume de la boue

𝛾𝑔: Densité de la bentonite

𝛾𝑤: Densité de l’eau

𝑃𝑔: Quantité de bentonite

𝑉𝑖: Volume initial

𝑉𝑓: Volume final

𝛾𝑎𝑑: Densité de l’additif (barytine)

𝛾𝑖: Densité de la boue initiale

𝛾𝑓: Densité de la boue finale

𝑃𝑎𝑑: Quantité d’additif

Après calcul successive des trois quantités précédentes, le tableau 6-9 montre les

valeurs pour chaque section :


Tableau 22. Calcul matériel de boue


Forage Diam (in) 36 26 17 1/2 12 1/4

Profond (ft) 150 1 804 1/2 8 530 10 334 1/2

Tubage Diam nom (in) 30 20 13 3/8 9 5/8

Diam int (in) 27,500 18,730 12,615 8,835

Capacité Trou (bpf) 1,2586 0,6565 0,2974 0,1457

Tubage (bpf) 0,7344 0,3407 0,1545 0,0758

Boue Densité (ppg) 9,0 9,5 11,5 11,2

Densité Eau 8,3 8,3 8,3 8,3

Bentonite 20,5 20,5 20,5 20,5

Quantité

Volume de l'ensemble

des équipements en

surface (bbl)

150

Volume de boue (bbl) 342,57 1 368,07 2 805,06 1 736,55

Volume d'eau (bbl) 322,91 1 233,51 2 069,31 1 326,91

Quantité de bentonite (lb) 16 923 115 860 633 484 352 700

Alourdissement volume de boue finale 349,29 1 484,50 3 119,02

Quantité d'additif (lb) 9 027,68 156 483,86 109 447,94

Reste de boue

à préparer

Volume d'eau (bbl) 6,06 85,89 239,90

Quantité de bentonite (lb) 569 26 294 63 767

La partie de fond bleu sera un allègement de la boue par additif d’eau car la boue doit

passer de 11,5 ppg, dans la section technique, à 11,2 ppg dans la section de production.


CHAPITRE. VII: TUBAGES ET CIMENTATIONS

Le forage ayant été accompli à la profondeur prévue pour cette phase, il s'agit

maintenant de descendre les tubages dans le puits. Cette opération, périlleuse du fait du faible

jeu entre tubage et trou et du quasi impossibilité de mettre en rotation la colonne, consiste en

une manœuvre de descente par ajout unitaire de tubes métalliques par tronçon, dans une

section de trou foré.

A la fin de la descente, c'est par circulation directe c'est-à-dire injection du fluide par

l'intérieur du tube et retour par l'annulaire que l'on mettra en place le ciment dans l'annulaire.

On exposera successivement dans ce prochain chapitre, les calculs pour le

dimensionnement des tubages en premier temps et ceux des cimentations dans un second

temps.

VII.1. DIMENSIONNEMENT DES TUBAGES

VII.1.1. Objectifs des tubages

En général, le tubage est destiné à consolider les parois d’une section forée afin que

les travaux sur la section suivante puissent se dérouler dans les meilleures conditions. En

dehors de l’objectif commun de consolidation des parois, le tubage-cimentation de chaque

section vise des objectifs propres que nous résumons dans le tableau ci-dessous.

Tableau 23. Objectifs des tubages selon les sections

SECTION OBJECTIFS DU TUBAGE

Section guide - Prévenir la circulation de la boue en dehors du trou,

- Eviter l’érosion de la fondation de l’appareil de forage par la boue.

Section de

surface

- Protéger les eaux de surface de l’action polluante de la boue

- Fournir un support sûr pour les tubages des sections inférieures.

Section technique

- Contrôler les fluides de formation sous haute pression susceptibles de provoquer

des manifestations éruptives,

- Prévenir l’éboulement et le gonflement des parois au niveau des formations

instables,

- Sceller les formations fissurées-fracturées susceptibles de pertes de circulation.

Section de

production

- Prévenir la contamination réciproque des différentes phases fluides de la couche

productive,

- Eviter la contamination des fluides de la couche productive par les fluides en

provenance des couches stériles de la même section de production,

- Prévenir les accidents du front de production tels que l’éboulement des parois et

l’écoulement des particules solides fines.


VII.1.2. Théorie sur le dimensionnement aux sollicitations simples

Le dimensionnement des tubages aux sollicitations simples comprend les méthodes

qui considèrent un seul type de sollicitation. La plupart du temps, on vérifie le tubage ainsi

obtenu par rapport aux autres sollicitations.

On connaît deux principales méthodes de dimensionnement aux sollicitations simples : le

dimensionnement à la pression extérieure et le dimensionnement à la traction.

Principe de dimensionnement

Dimensionnement à la pression extérieure

Cette méthode est basée sur la sollicitation à l’écrasement, la sollicitation aux forces

axiales restant à vérifier au terme du calcul de chaque tronçon.

Dimensionnement à la traction

Le dimensionnement des tubages à la traction est appliqué lorsque la pression

extérieure est absente ou négligeable. En fait, la pression extérieure existe toujours. Mais

lorsque le tubage contient un fluide qui donne une pression hydrostatique très proche de la

pression qui s’exerce à l’extérieure, la différence entre la pression extérieure et la pression

intérieure peut être négligée.

Application

Dans notre cas, on est en présence de « Tubages conventionnels d’une section

très profonde » c’est-à-dire que vers les grandes profondeurs, la pression hydrostatique

exercée par la boue de forage derrière le tubage est toujours très importante. Par conséquent,

la partie inférieure d’un tel tubage est énormément sollicitée à l’écrasement.

Le dimensionnement se fera donc exclusivement à la pression extérieure. Toutefois,

une vérification à la traction sera présentée.

Le dimensionnement à la pression extérieure est basé sur le principe que, en tout point

du tubage, la pression exercée de l’extérieur (pe) ne doit jamais dépasser la pression

d’écrasement admissible (pa) des tubes. Cette dernière est déduite de la résistance des tubes

à l’écrasement (pc) en tenant compte d’un coefficient de sécurité adéquat (Ce).

Dans le cas où la pression extérieure est donnée par une colonne de boue de densité 𝛾,

on a :

𝑃𝑒 = 𝛾𝐻 ≤ 𝑃𝑎 = 𝑃𝑐/𝐶𝑒 (19)

La profondeur admissible d’introduction (Ha) d’un tube est alors déduite de sa

résistance à l’écrasement (pc) :

𝐻𝑎 = 𝑃𝑐/𝛾𝐶𝑒

(20)


VII.1.3. Application au présent projet

Ces calculs s’appliqueront à la section technique et à la section de production. La section

guide et section de surface présentent des profondeurs assez faible donc le dimensionnement

n’est pas nécessaire.

Tableau 24. Tubage des sections dans le puits

Calcul des caractéristiques de résistance des tubes

Ce calcul est fait afin que l’on puisse choisir les tubes convenables aux différents

tronçons. Les calculs se rapportent aux profondeurs admissibles d’introduction des tubes (Ha)


et aux résistances admissibles à la traction (Fa). Les tubes utilisés sont normalisés par

l’American Petroleum Institute (API).

Les sections guide, de surface et technique sont tubés jusqu’en surface contrairement

à la section de production sera tubé en liner de 12 ¼ ‘’ pour des soucis d’économie de tubes,

de ciment et de diminution de poids.

Tubage guide de 36’’ : sabot à 146 1/2 ftGL boue de 9 ppg

Tableau 25. Résistance des tubages pour la section guide

LONG UNIT

DIAM INT

POIDS COEFF DE

SECUR RESISTANCES

LIMITES

(ft/pc) (in) (ppf) Ct Ce Ft (103 lb) pe (psi) Fa Ha

39 29,25 119,00 1,5 1,125 1 500 16 500 2 250 000 18 562,5

Tubage de surface de 26’’ : sabot à 1 801 ftGL, boue de 9,5 ppg

Tableau 26. Résistance des tubages pour la section de surface

ACIER

LONG UNIT

DIAM INT

POIDS COEFF DE

SECUR RESISTANCES

LIMITES


J-55

39 1/2 19,124 92,00

1,75

1,05

1 480 520 845 714 1 003

39 1/2 19 104,00 1 685 770 962 857 1 484

39 1/2 18,73 129,00 2 125 1 500 1 214 286 2 892

Tubage technique de 17 ½’’ : sabot à 8 526 1/2 ftGL, boue de 11,5 ppg

Tableau 27. Résistance des tubages pour la section technique

ACIER

LONG UNIT

DIAM INT POIDS COEFF DE SECURITE

RESISTANCES LIMITES


J-55

39 1/2 12,615 90,00

1,75

1,05

853 1 130 487 429 1 800

39 1/2 12,515 93,00 962 1 540 549 714 2 453

39 1/2 12,415 96,00 1069 1 950 610 857 3 106

N-80

40 1/4 12,347 96,00

1,5

1,08

1 661 2 670 1 107 333 4 134

40 1/4 12,275 99,00 1 773 3 100 1 182 000 4 800

40 1/4 12,159 102,00 1 951 3 870 1 300 667 5 992

40 1/4 11,937 105,00 2 287 5 910 1 524 667 9 151

P-110 39 12,347 99,00 1,5 1,125 2 596 2 280 1 730 667 3 389


Tubage de production de 9 5/8’’ : sabot à 10 331 ftGL, boue de 11,2 ppg

Tableau 28. Résistance des tubages pour la section de production

ACIER

LONG

UNIT DIAM INT POIDS

COEFF DE

SECUR

RESISTANCES

LIMITES


J-55

39 1/2 8,921 50,00

1,75

1,05

564 2 020 322 286 3 310

39 1/2 8,835 73,00 630 2 570 360 000 4 211

N-80

40 1/4 8,835 76,00

1,5

1,08

916 3 090 610 667 4 922

40 1/4 8,755 79,00 1 005 3 810 670 000 6 069

40 1/4 8,681 82,00 1 086 4 750 724 000 7 567

40 1/4 8,535 85,00 1 244 6 620 829 333 10 546

P-110

39 8,755 89,00

1,5

1,125

1 381 4 430 920 667 6 775

39 8,681 82,00 1 493 5 310 995 333 8 120

39 8,535 80,00 1 710 7 930 1 140 000 12 127

La longueur d’un tronçon est déterminée par la profondeur d’introduction des tubes du

tronçon supérieur. On peut observer sur la figure 45 le schéma de calcul qui représente le

choix des tronçons.

Figure 44. Schéma de calcul pour le choix des tronçons


Avec :

𝐹𝑡: Résistance à la traction des tubes

𝐶𝑡 : Coefficient de sécurité à la traction

𝐻𝑎: Profondeur admissible d’introduction du tube considéré

𝛾 : Densité de boue

𝑝𝑐 : Résistance des tubes à l’écrasement

𝑝𝑎: Pression d’écrasement admissible

𝐶𝑒: Coefficient de sécurité à l’écrasement

𝐿𝑖 : Longueur du tronçon 𝑖

𝑙𝑖 : Longueur d’un joint de tube

Résultats des calculs

Les calculs achevés selon la précédente description, on peut avoir les résultats qui

peuvent être résumés par les tableaux qui suivent.

Section guide

Tableau 29. Tronçon de tubage de la section guide

Long (ft) Poids

(ppf)

Ha

(ftGL) Tubes Long (ft)

ΣLong

(ft)

Début

(ftGL)

Fin

(ftGL)

Poids

(lb)

Fa (lb)

39 119,00 18 563 4 156 156 146,50 0 18 564 2 250 000

Reste de tube à couper= 9,50 ft


Figure 45. Profil du tubage guide

Section de surface

Tableau 30. Tronçons de tubage de la section de surface

Tronçon Acier Long

(ft)

Poids

(ppf)

Ha

(ftGL) Tubes

Long

(ft)

Σlong

(ft)

Début

(ftGL)

Fin

(ftGL)

Poids

(lb)

ΣPoids

(lb) Fa (lb)

1 J-55 39 1/2 129,00 2 892 9 355,50 355 ,50 1 801 1 445,50 45 860 5 635 1 214 286

2 J-55 39 1/2 104,00 1 484 12 474 829,50 1 445,50 971,50 49 296 54 931 962 857

3 J-55 39 1/2 92,00 1 003 25 987,50 1817 971,50 0 90 850 145 781 845 714

Reste de tube à couper = 16 ft


Figure 46. Profil du tubage de surface

Section technique

Tableau 31. Tronçons de tubage de la section technique

Acier Long

(ft)

Poids

(ppf)

Ha

(ftGL) Tubes

Long

(ft)

Σlong

(ft)

Début

(ftGL)

Fin

(ftGL)

Poids

(lb)

ΣPoids

(lb) Fa (lb)

1 N-80 40 1/4 105,00 9 151 63 2535,75 2535,75 8526,50 5990,75 266 253 266 253 1 524 667

2 N-80 40 1/4 102,00 5 992 30 1207,50 3743,25 5990,75 4783,25 123 165 389 418 1 300 667

3 N-80 40 1/4 99,00 4 800 17 684,25 4427,50 4783,25 4099,00 67 740 457 159 1 182 000

4 N-80 40 1/4 96,00 4134 25 1006,25 5433,75 4099,00 3092,75 96 600 553 760 1 107 333

5 J-55 39 1/2 96,00 3106 15 592,50 6026,25 3092,75 2500,25 56 880 610 640 610 857

6 N-80 40 1/4 96,00 4134 63 2535,75 8562,00 2500,25 -35,50 243 432 854 072 1 107 333

Reste de tube à couper = 35,50ft

Tronçon 1 à 5 : Dimensionnement à la pression extérieure

Tronçon 6 : Dimensionnement à la traction


Section de production

Le tube de production qui est un tubage perdu (liner) est un tubage qui ne couvre pas

toute la longueur du trou, mais la partie en découvert uniquement, allant du fond jusqu’à

une certaine hauteur au-dessus du sabot du tubage antérieur comme le montre la

figure 49.

Figure 47. Profil du tubage technique


Tableau 32. Tronçon de tubage de la section de production

Acier Long

(ft)

Poids

(ppf)

Ha

(ftGL) Tubes

Long

(ft)

Début

(ftGL)

Fin

(ftGL)

Poids

(lb) Fa (lb)

N-80 40 1/4 85,00 10 985 53 2133,25 10 331 8 197,75 181 326 829 333

Profondeur d’ancrage = 8 197,75 ft

Figure 48. Profil du tubage de production

VII.2. CIMENTATION

VII.2.1. Objectifs de la cimentation

L’objectif de la cimentation est de parachever l’action de consolidation des parois de

trou, action visée avec le tubage. En effet, en dépit de sa robustesse, la colonne de tubage ne

peut pas assurer son rôle de consolidation des parois sauf s’il est solidarisé avec les parois

elles-mêmes. Or pour pouvoir s’introduire dans son trou de destination, le tubage est toujours

d’un diamètre inférieur à celui du trou. L’espace intercalaire qui existe entre les deux éléments

doit être comblé avec un matériau facile à placer mais capable d’assurer la solidarisation. Le

seul matériau approprié est le ciment.


VII.2.2. Calcul matériel de la cimentation

Après le calcul des tronçons, on passe ensuite aux calculs des différents caractéristiques

sur la cimentation. Le calcul sur la cimentation comprend cinq étapes dont :

- calcul de laitier,

- calcul des rendements de préparation,

- calcul de refoulement,

- calcul hydraulique de la cimentation et

- le calcul temporel de la cimentation.

Figure 49. Illustration de la cimentation

On peut observer sur la figure 7-8, les cotes à considérer dans le calcul ainsi que les

fluides de cimentation qui sont :

- Fluide amont : un fluide que l’on circule dans le trou avant le laitier de ciment. Il sert à

nettoyer le trou de toutes sortes d’impuretés qui peuvent se mélanger au laitier de

ciment, en modifient les propriétés et compromettent ainsi la cimentation.

- Laitier de ciment : (pâte ou coulis) est le principal fluide de cimentation étant donné que

c’est lui qui est destiné à assurer la solidarisation du tubage avec les parois et le

scellage de l’espace annulaire ainsi que l’isolement des couches entre elles.

- Le fluide aval ou fluide de refoulement est un fluide qui est pompé derrière le laitier de

ciment, afin de le repousser dans l’espace annulaire jusqu’à la côte de cimentation

établie.


Figure 50. Côtes et fluides de cimentation

Pour effectuer les calculs, on se réfère au schéma de calcul décrit par la figure 7-9

suivante avec :

𝐷𝑒: Diamètre extérieur du tubage considéré

𝐷𝑖 : Diamètre intérieur du tubage considéré

𝐷𝑜 : Diamètre du trou considéré

𝐻𝐹 : Profondeur du trou considéré

𝐷𝑎: Diamètre intérieur du tubage antérieur

𝐻𝑇 : Côte du sabot du tubage antérieur

𝐻𝑐 : Côte de cimentation

𝐻𝑅 : Côte du collier de retenu

𝛾𝐸 : Densité de l’eau

𝛾𝐶 : Densité du ciment

𝛾𝐿 : Densité du laitier

𝐾𝑃 : Coefficient de perte en manipulation

𝑁𝑆 : Nombre de sacs de ciment

𝑇𝐶 : Durée de temps nécessaire à la cimentation

𝑇𝑏 : Temps de lancement des bouchons

𝑇𝑝 : Temps de pompage des fluides


Figure 51. Schéma de calcul de cimentation


Par application du schéma de calcul précèdent, le tableau 32 montre les résultats pour

le calcul de cimentation.

Tableau 33. Calcul de cimentation

Calculs Unité

Section

Guide Surface Technique Production

Laitier

Diam du trou (in) in 36 26 17 1/2 12 1/4

Diam nom tubage (in) in 30 20 13 3/8 9 5/8

Diam intér Dt(in) in 27,500 18,730 12,615 8,835

Sabot du tubage antérieur ft 0 146 1/2 1 801 8 526 1/2

Côte de cimentation ft 0 0 1 626 8 351 1/2

Profondeur du trou ft 150 1 804 1/2 8 530 10 334 1/2

Capacité tubage-tubage bpf 0 0,3420 0,1651 0,0638

Capacité trou-tubage bpf 0,3802 0,2650 0,1223 0,0551

Capacité du tubage bpf 0,7261 0,3368 0,1528 0,0749

Coeff. d’irrégular. du diam. - 1,2 1,2 1,2 1,2

Côte du collier de retenue ft 147 1801 1/2 8227 10031 1/2

» Volume tubage-tubage bbl 0,0 50,1 28,9 11,2

» Volume trou-tubage bbl 68,4 527,2 987,4 119,6

» Volume tubage bbl 2,2 1,0 46,3 22,7

» Volume laitier bbl 70,6 578,3 1062,5 153,5

Densité du laitier ppg 15,0 14,2 13,4 12,5

Matériaux de préparation

Densité du ciment ppg 25 25 25 25

Densité de l'eau ppg 8,3 8,3 8,3 8,3

Coeff. de perte en manipul. - 1,02 1,02 1,02 1,02

Besoin d’eau par bbl laitier bbl/bbl 0,5988 0,6467 0,6946 0,7485

Besoin de ciment par bbl laitier sac/bbl 4,2968 3,7838 3,2707 2,6935

Besoin de ciment par bbl eau sac/bbl 7,1757 5,8508 4,7087 3,5986

» Volume d’eau bbl 42,28 374,01 738,05 114,90


Calculs Unité

Section

Guide Surface Technique Production

» Quantité de ciment lb 30 341 218 828 347 526 41 346

» Quantité de ciment sac 303 2188 3475 413

» Additif lb 607 - 695 83

accélérateur de prise % ciment 2

retardateur de prise % ciment 0,2 0,2

Refoulement

Volume des équip. de surf. bbl 125 125 125 125

» Volume du tubage bbl 108,9 607,8 1303,3 774,5

» Volume du refoulement bbl 231,73 731,77 1 381,98 876,79

Densité du fluide ppg 10 10 10 10

Densité de la bentonite ppg 20,5 20,5 20,5 20,5

» Volume d’eau bbl 199,4 629,8 1189,4 754,6

» Quantité de bentonite lb 27 802 87 794 165 803 105 194

Hydraulique

Perte de charge psi 40 385 1150 1150

Densité fluide amont ppg 9,0 9,5 11,5 11,2

» Pression hydrost. différ. psi 38 2/9 393 4/9 1293 8/9 730

» Pression d’injection psi 78 2/9 778 4/9 2443 8/9 1 880

Durée et débit

Volume total à pomper bbl 302,35 1 310,10 2 444,52 1 030,27

Lancement des bouchons min 20 20 20 20

Durée de pompabilité min 125 125 125 125

» Débit de pompage bpm 3 12 23 10

» Durée de pompage min 101 109 106 103


CHAPITRE. VIII: REGIMES DE FORAGE [10]

Le forage compris dans le sens global de construction d’un puits est souvent très

coûteux, de par les quantités de matériaux et produits consommés, l’énergie dépensée ainsi

que la durée d’exécution nécessaire. L’optimisation du processus consiste à trouver les

moyens de le réaliser avec un coût raisonnable, sinon minimal. Cela passe par une

consommation rationnelle d’énergie et une vitesse d’exécution adéquate. L’ensemble des

paramètres qui permettent d’y arriver s’appelle régime technologique optimal de forage.

VIII.1. TRAIN DE SONDE

Dans la technique de forage rotary, l’outil qui travaille au fond de trou est relié avec les

équipements qui sont installés à la surface. Cette liaison est assurée par un ensemble de

pièces métalliques tubulaires qui permettent la transmission des actions nécessaires à l’outil

de forage : la fourniture du poids sur l’outil, la transmission de la rotation et la circulation de la

boue. Ces pièces de liaison forment le train de tige. Avec l’outil de forage en soi, les tiges

forment le train de sonde.

Figure 52. Train de sonde


VIII.1.1. Calcul de masses-tige

Les masses-tiges jouent un rôle essentiel dans la composition du train de sonde car

elle conditionne la bonne utilisation de l’outil de forage : c’est tout d’abord un élément en acier

dont la masse fournira la force d’application pour l’outil de forage.

Longueur de masse-tige

𝐿𝑚 = 𝐶𝑠

𝑃𝑠

𝑞𝑚(1 −𝛾𝑏

𝛾𝑎𝑐) (21)

𝐿𝑚: Longueur de masse-tige

𝐶𝑠: Coefficient de sécurité : 1,33 à 1,50

𝑃𝑠: Poids sur l’outil

𝑞𝑚: Poids linéaire de masse-tige

𝛾𝑏: Densité de boue

𝛾𝑎𝑐: Densité d’acier

Nombre de masse-tige

𝑁𝑚 =𝐿𝑚

𝑙𝑚 (22)

𝑙𝑚: Longueur unitaire de la masse-tige

VIII.1.2. Calcul des tiges de forage

Les tiges de forage sont des tubes légers qui servent à compléter le reste de la

longueur de trou qui n’est pas occupé par le trépan et les masses-tiges. En cours de forage,

lorsque la profondeur atteinte dépasse la longueur cumulée du trépan et des masses-tiges

nécessaires, la différence est complétée avec des tiges de forage. Les données des tiges de

forage disponibles sont représentées dans l’annexe 3.

Longueur de tige de forage

𝐿𝑓 = 𝐻 − (𝐿0 − 𝐿𝑚) (23)

𝐿𝑓: Longueur de tige de forage

𝐻: Profondeur

𝐿0: Longueur de l’outil de forage

𝐿𝑚: Longueur de masse-tige

Nombre de tige de forage

𝑁𝑓 =𝐿𝑓

𝑙𝑓 (24)

𝐿𝑓: Longueur de la tige de forage


𝑙𝑓: Longueur unitaire de la tige de forage

VIII.1.3. Dépassement

C’est la longueur de tige d’entrainement qui reste visible au-dessus de la table de

rotation (en cours de forage).

𝐿𝑇𝑆 = 𝐿0 + 𝐿𝑚 + 𝐿𝑓 + 𝐿𝑒 (25)

𝐷 = 𝐿𝑇𝑆 − 𝐻

(26)

𝐿𝑇𝑆: Longueur du train de sonde

𝐿0: Longueur de l’outil de forage

𝐿𝑚: Longueur de la masse-tige

𝐿𝑓: Longueur de la tige de forage

𝐿𝑒: Longueur de la tige d’entrainement

VIII.1.4. Résultat de calcul du train de sonde

En premier lieu, on présentera les caractéristiques des principales pièces du train de

sonde par le tableau 34.

Tableau 34. Principales pièces du train de sonde

Elément TYPE/GRADE DIAMETRE LONG

ft(')

POIDS

(ppf)

Dimension définitive

Dnom (in) Dint (in)

SURFACE

SURFACE Trépan* J 22 26 1 20 Longueur

(ft)

Nombre L définitive

MT NC 3141 14 3 30 5/8 498,3 224,79 7 214 3/8

TF G 105 5 1/2 4 7/9 29 1/2 21,9 1589,13 53 1563 1/2

TE HEXA 6 1/4 3 1/2 40 85,5 Dépassement =14,38ft

TECHNIQUE

Trépan* J 22 17 1/2 1 20 Longueur

(ft)


MT NC 3141 11 4 30 5/8 300 492,19 16 490

TF G 105 5 1/2 5 29 1/2 19,5 8039,00 272 8024

TE HEXA 6 1/4 3 1/2 40 85,5 Dépassement =25,00ft

PRODUCTION

Trépan* J 22 12 1/4 1 20 Longueur

(ft)


MT NC 70-100 7 1/4 3 1/2 35 5/8 142,6 576,54 16 570

TF G 105 4 1/2 4 29 1/2 16,6 9763,67 330 9735

TE HEXA 6 1/4 4 40 85,5 Dépassement =11,33ft

*Seul le trépan a une unité de poids en (lb)


VIII.2. ETUDE DU REGIME HYDRAULIQUE

La recommandation des régimes hydrauliques dépend surtout de l’état de la pompe à

boue. En supposant qu’on a une pompe à l’état moyen pour plus d’économie, on recommande

d’opter pour le calcul de régime avec pression minimale à la pompe sollicitent moins les

pompes à boue.

Tableau 35. Donnée de base pour le régime hydraulique

Unité Valeur

Trépan

Coefficient des duses 1,125

Puissance spécifique au trépan exigée HP/in² 2,5

Equipements de surface

Conduite de

refoulement

Diamètre in 3

Longueur ft 110

Flexible Diamètre in 3

Longueur ft 54

Tête d’injection Diamètre in 3

Longueur ft 8,25

TE Diamètre in 3,5

Longueur ft 40

Les détails sur les données de base pour l’établissement du régime sont représentés

dans l’annexe 3.

Paramètres de travail

En supposant qu’on a une pompe à boue 2PN-1250, dont les caractéristiques

se trouvent dans l’annexe 3, on a les paramètres de travail sont les suivantes :

Tableau 36. Paramètre de travail du régime hydraulique

Elément Unité Valeur

Chemise in 7,5

Pression psi 2 545

Course spm 40

Puissance entrainement HP 770

Puissance hydraulique HP 590

Débit minimal à la pompe Qm bpm 8,2

Débit maximal à la pompe QM bpm 15,1

Puissance spécifique au fond exigée HP/in² 4


VIII.2.1. Débit minimal nécessaire

𝑄𝑚𝑖𝑛 = 0,1615𝜇𝑏

𝛾𝑏(𝐷0 + 𝐷𝑒) (27)

𝑄𝑚𝑖𝑛: Débit minimal d’injection de la boue (bpm)

𝜇𝑏: Viscosité plastique de la boue (cP)

𝛾𝑏: Densité de la boue (ppg)

𝐷0: Diamètre intérieur du trou (in)

𝐷𝑒: Diamètre extérieur de la tige la plus petite dans le trou (in)

VIII.2.2. Calcul des duses

Calcul préliminaire

a. Puissance effective au trépan

𝑃𝑡 = 𝑃𝑒 (𝜋𝐷0

2

4) (28)

𝑃𝑡: Puissance effective au trépan (HP)

𝑃𝑒: Puissance spécifique au fond exigée (HP/in²)

b. Aire totale des duses

𝐴𝑑 = 0,0631√(𝛾𝑏𝑄𝑇

3

𝑃𝑡) (29)

𝐴𝑑: Aire des duses

𝑄𝑇: Débit de travail (bpm)

Après le calcul préliminaire, on choisit les diamètres des duses qui pourraient fournir

l’aire totale requise dans les données des duses qui sont décrit dans l’annexe 3 avec les

calculs.

Calcul définitif

Ayant les diamètres des duses, on a l’aire réelle et on peut alors calculer la vitesse de

jet par l’expression suivante :

𝑉 = 13,482 (𝑄𝑇

𝐴𝑑) (30)

VIII.2.3. Perte de charge

Pertes de charge fixes

Les pertes de charge fixes sont représentées par la somme des pertes de charge

totales aux niveaux des équipements de surface, de la tige d’entraînement, des éléments


des trains de sonde qui se trouve déjà dans le trou au début du forage et des duses du

trépan. La perte de charge dans chaque élément est :

𝑃 = 0,039𝑓𝑉²𝛾𝑏

𝐿

𝐷𝑖 (31)

Pertes de charge variables

Coefficient de perte linéaire

∝= 0,0478𝑓𝑉²𝛾𝑏

(𝐷𝑡 − 𝐷𝑒) (32)

Perte de charge

𝑝 =∝ 𝐿 (33)

Les pertes de charge variables sont représentées par la perte de charge aux niveaux

des tiges de forage et des masses-tiges.

𝑝: Perte de charge

𝑄𝑚𝑖𝑛: Débit minimal de la boue

𝐿: Longueur du trajet de la boue

∝: Coefficient de perte de charge

𝐷0: Diamètre du trou

𝐷𝑒: Diamètre extérieur de train des tiges

𝐷𝑡: Diamètre intérieur de train des tiges

𝑓: Coefficient de friction

L’annexe 3 représente les divers calculs sur le bilan des pertes de charge et des

puissances.

Résultats des calculs

a. Section technique

Calcul du débit minimal nécessaire

Tableau 37. Calcul de débit minimal nécessaire

Eléments Dtrou DTS Qmin (bpm)

MT-Tubage 18 3/4 11 14,613

MT-Déc 17 1/2 11 14,008

TF-Tubage 18 3/4 5 11,664

TF-Déc 17 1/2 5 11,059

Qmin définitive 14,613


Calcul de perte de charge fixe

Tableau 38. Calcul de perte de charge fixe

Equipements Long (ft) Di (in) V (fps) Re Régime f p (psi)

Conduite de

refoulement 110,00 3,0 28,03 25 636 TURB 0,007484 96,66

Flexible 54,00 3,0 28,03 25 636 TURB 0,007484 47,45

Tête d’injection 8,25 3,0 28,03 25 636 TURB 0,007484 7,25

TE 40,00 3,5 20,59 21 973 TURB 0,007718 16,77

Int MT 490,00 4,0 15,76 19 227 TURB 0,007927 108,23

Perte de charge fixe hors trépan 276,35


Tableau 39. Coefficient de perte linéaire

Equipements Di (in) De (in) V (fps) Re Régime f α (psi/ft)

Int-TF 4,975 10,19 12 627 TURB 0,008622 0,08072

MT-Tubage 18 3/4 11 1,10 2 113 TURB 0,012328 0,0011

MT-Déc 17,5 11 1,36 2 204 TURB 0,012224 0,0019

TF-Tubage 18,73 5 0,77 2 647 TURB 0,011785 0,0003

TF-Déc 17,5 5 0,90 2 792 TURB 0,011660 0,0004

Duses

Aire réelle des duses 0,359344 in²

Vitesse de jet 551,52 fps

Profondeur limite d'applicabilité du régime

Tableau 40. Profondeur d'applicabilité du régime

Puissance spécifique au trépan minimale acceptable 2,50 HP/in²

Perte de charge au trépan correspondante 1 668,79 psi

Perte de charge hors trépan 876,21 psi

Perte de charge variable correspondante 599,86 psi

Longueur des tiges de forage correspondant 7 395,25 ft

Profondeur limite d'applicabilité 7 885,25 ft/GL


b. Section de production

Calcul du débit minimal nécessaire

Tableau 41. Calcul de débit minimal nécessaire

Eléments D trou D TS Qmin (bpm)

MT-Tubage 12 3/5 7 1/4 10,045

MT-Déc 12 1/4 7 1/4 9,861

TF-Tubage 12 3/5 4 1/2 8,655

TF-Déc 12 1/4 4 1/2 8,470

Qmin définitive 10,045

Calcul de perte de charge fixe

Tableau 42. Calcul de perte de charge fixe

Equipements Long (ft) Di (in) V (fps) Re Régime f p (psi)

Conduite de

refoulement 110 3 19,26 17 120 TURB 0,008113 48,08

Flexible 54 3 19,26 17 120 TURB 0,008113 23,60

Tête d’injection 8,25 3 19,26 17 120 TURB 0,008113 3,61

TE 40 3,5 14,15 14 675 TURB 0,008367 8,34

Int MT 490 3,5 14,15 14 675 TURB 0,008367 118,88



Tableau 43. Coefficient de perte linéaire

Equipements Di (in) De (in) V (fps) Re Régime f α (psi/ft)

Int-TF 4 11,06 10 905 TURB 0,008879 0,1197

MT-Tubage 12,615 7 3/4 1,75 2 119 TURB 0,012321 0,0041

MT-Déc 12,25 7,25 1,78 2 213 TURB 0,012214 0,0041

TF-Tubage 12,615 4,5 1,25 2 522 TURB 0,011900 0,0012

TF-Déc 12,25 4,5 1,33 2 577 TURB 0,011848 0,0015

Duses

Aire réelle des duses 0,229980 in²

Vitesse de jet 592,09 fps


Profondeur limite d'applicabilité du régime

Tableau 44. Profondeur d'applicabilité du régime

Puissance spécifique au trépan minimale acceptable 2,5 HP/in²

Perte de charge au trépan correspondante 1190,13 psi

Perte de charge hors trépan 1 354,87 psi

Perte de charge variable correspondante 1 152,36 psi

Longueur des tiges de forage correspondant 9682,72 ft

Profondeur limite d'applicabilité 10252,72 ft/GL

Variation de paramètre le long de l'intervalle

Pour la variation de paramètre, soit les descriptions suivantes :

𝐿𝑇𝐹−𝑇𝑜𝑡 : Longueur totale de TF 𝑝𝑖𝑛𝑡−𝑇𝐹 : Perte de charge TF

𝐿𝑀𝑇−𝑇𝑈𝐵 : Longueur MT-tubage 𝑝𝑀𝑇−𝑇𝑈𝐵 : Perte de charge MT-tubage

𝐿𝑀𝑇−𝐷é𝑐 : Longueur MT-découverte 𝑝𝑀𝑇−𝐷é𝑐: Perte de charge MT- découverte

𝐿𝑇𝐹−𝑇𝑈𝐵 : Longueur TF-tubage 𝑝𝑇𝐹−𝑇𝑈𝐵 : Perte de charge TF-tubage

𝐿𝑇𝐹−𝐷é𝑐 : Longueur TF-découverte 𝑝𝑇𝐹−𝐷é𝑐 : Perte de charge TF-découverte

𝑝𝑣𝑎𝑟 : Perte de charge variable

𝑝𝑡𝑟é𝑝𝑎𝑛 : Perte de charge au trépan

𝑃𝑜𝑠 : Puissance au trépan

% 𝑝𝑡𝑟é𝑝𝑎𝑛 : Pourcentage de perte au trépan


o Section technique

Tableau 45. Variation de paramètre le long de la section technique

Profondeur 𝐿𝑇𝐹−𝑇𝑜𝑡 𝐿𝑀𝑇−𝑇𝑈𝐵 𝐿𝑀𝑇−𝐷é𝑐 𝐿𝑇𝐹−𝑇𝑈𝐵 𝐿𝑇𝐹−𝐷é𝑐 𝑝𝑖𝑛𝑡−𝑇𝐹 𝑝𝑀𝑇−𝑇𝑈𝐵 𝑝𝑀𝑇−𝐷é𝑐 𝑝𝑇𝐹−𝑇𝑈𝐵 𝑝𝑇𝐹−𝐷é𝑐 𝑝𝑣𝑎𝑟 𝑝𝑡𝑟é𝑝𝑎𝑛 𝑃𝑜𝑠 % 𝑝𝑡𝑟é𝑝𝑎𝑛

Régime valable ?

1 801 1 311 490 0 1 311 0 105,83 0,52 0,00 0,40 0,00 106,74 2 161,90 3,24 84,95 OUI

2 000 1 510 291 199 1 510 0 121,89 0,31 0,38 0,46 0,00 123,04 2 145,61 3,21 84,31 OUI

2 250 1 760 41 449 1 760 0 142,07 0,04 0,86 0,54 0,00 143,51 2 125,14 3,18 83,50 OUI

2 500 2 010 0 490 1 801 209 162,25 0,00 0,94 0,55 0,09 163,83 2 104,82 3,15 82,70 OUI

2 750 2 260 0 490 1 801 459 182,43 0,00 0,94 0,55 0,21 184,12 2 084,52 3,12 81,91 OUI

3 000 2 510 0 490 1 801 709 202,61 0,00 0,94 0,55 0,32 204,42 2 064,23 3,09 81,11 OUI

3 250 2 760 0 490 1 801 959 222,79 0,00 0,94 0,55 0,43 224,71 2 043,94 3,06 80,31 OUI

3 500 3 010 0 490 1 801 1 209 242,97 0,00 0,94 0,55 0,54 245,00 2 023,65 3,03 79,51 OUI

3 750 3 260 0 490 1 801 1 459 263,15 0,00 0,94 0,55 0,65 265,29 2 003,35 3,00 78,72 OUI

4 000 3 510 0 490 1 801 1 709 283,33 0,00 0,94 0,55 0,77 285,59 1 983,06 2,97 77,92 OUI

4 250 3 760 0 490 1 801 1 959 303,51 0,00 0,94 0,55 0,88 305,88 1 962,77 2,94 77,12 OUI

4 500 4 010 0 490 1 801 2 209 323,69 0,00 0,94 0,55 0,99 326,17 1 942,48 2,91 76,33 OUI

4 750 4 260 0 490 1 801 2 459 343,87 0,00 0,94 0,55 1,10 346,46 1 922,18 2,88 75,53 OUI

5 000 4 510 0 490 1 801 2 709 364,06 0,00 0,94 0,55 1,21 366,76 1 901,89 2,85 74,73 OUI

5 250 4 760 0 490 1 801 2 959 384,24 0,00 0,94 0,55 1,33 387,05 1 881,60 2,82 73,93 OUI

5 500 5 010 0 490 1 801 3 209 404,42 0,00 0,94 0,55 1,44 407,34 1 861,31 2,79 73,14 OUI

5 750 5 260 0 490 1 801 3 459 424,60 0,00 0,94 0,55 1,55 427,63 1 841,01 2,76 72,34 OUI

6 000 5 510 0 490 1 801 3 709 444,78 0,00 0,94 0,55 1,66 447,93 1 820,72 2,73 71,54 OUI

6 250 5 760 0 490 1 801 3 959 464,96 0,00 0,94 0,55 1,77 468,22 1 800,43 2,70 70,74 OUI

6 500 6 010 0 490 1 801 4 209 485,14 0,00 0,94 0,55 1,89 488,51 1 780,14 2,67 69,95 OUI

6 750 6 260 0 490 1 801 4 459 505,32 0,00 0,94 0,55 2,00 508,80 1 759,84 2,64 69,15 OUI

7 000 6 510 0 490 1 801 4 709 525,50 0,00 0,94 0,55 2,11 529,10 1 739,55 2,61 68,35 OUI

7 250 6 760 0 490 1 801 4 959 545,68 0,00 0,94 0,55 2,22 549,39 1 719,26 2,58 67,55 OUI

7 500 7 010 0 490 1 801 5 209 565,86 0,00 0,94 0,55 2,33 569,68 1 698,97 2,55 66,76 OUI

7 750 7 260 0 490 1 801 5 459 586,04 0,00 0,94 0,55 2,45 589,97 1 678,67 2,51 65,96 OUI



Régime valable ?

8 000 7 510 0 490 1 801 5 709 606,22 0,00 0,94 0,55 2,56 610,27 1 658,38 2,48 65,16 NON

8 250 7 760 0 490 1 801 5 959 626,40 0,00 0,94 0,55 2,67 630,56 1 638,09 2,45 64,36 NON

8 500 8 010 0 490 1 801 6 209 646,58 0,00 0,94 0,55 2,78 650,85 1 617,80 2,42 63,57 NON

8 530 8 040 0 490 1 801 6 239 649,00 0,00 0,94 0,55 2,80 653,29 1 615,36 2,42 63,47 NON

o Section de production

Tableau 46. Variation des paramètres le long de la section de production


Régime valable ?

8 527 7 957 570 0 7 956,5 0 952,15 2,36 0,00 9,71 0,00 964,21 1 378,27 2,90 54,16 OUI

8 750 8 180 346,5 223 1/2 8 180,0 0 978,90 1,43 0,92 9,98 0,00 991,23 1 351,26 2,84 53,09 OUI

9 000 8 430 96,5 473 1/2 8 430,0 0 1 008,81 0,40 1,95 10,28 0,00 1 021,45 1 321,04 2,77 51,91 OUI

9 250 8 680 0 570 8 526,5 154 1 038,73 0,00 2,35 10,40 0,22 1 051,70 1 290,78 2,71 50,72 OUI

9 500 8 930 0 570 8 526,5 404 1 068,65 0,00 2,35 10,40 0,59 1 081,99 1 260,50 2,65 49,53 OUI

9 750 9 180 0 570 8 526,5 654 1 098,56 0,00 2,35 10,40 0,95 1 112,27 1 230,22 2,58 48,34 OUI

10 000 9 430 0 570 8 526,5 904 1 128,48 0,00 2,35 10,40 1,32 1 142,55 1 199,94 2,52 47,15 OUI

10 250 9 680 0 570 8 526,5 1 154 1 158,40 0,00 2,35 10,40 1,68 1 172,83 1 169,66 2,46 45,96 NON

10 334 2/3 9 765 0 570 8 526,5 1 238 1 168,53 0,00 2,35 10,40 1,80 1 183,09 1 159,40 2,44 45,56 NON


CHAPITRE. IX: APERCU ENVIRONNEMENTAL [11]

Les travaux relatifs aux opérations pétrolières « amont » tel que les travaux de forages

ont des influences sur l’environnement. Ainsi, des dommages sur l’environnement peuvent

apparaître, dont la détérioration des milieux physiques et biologiques, une mauvaise insertion

des infrastructures et des activités, et de faibles retombées pour les populations locales,

pourtant affectées. L’Etude d’Impact Environnemental (EIE) de tels projets, peut être un

excellent outil visant à l’intégration des considérations environnementales à ces projets.

Les types d’opérations pétrolières « amont » peuvent être classés suivant les zones de

prospection :

• opérations pétrolières on shore (sur terre);

• opérations pétrolières offshore (en mer) dans la limite territoriale marine reconnue

universellement.

Mais pour notre cas, l’exploitation du pétrole se trouve dans la région on shore, on va donc

focaliser notre étude d’impact sur cette dernière.

La phase d’exploration par forage comprend :

• mobilisation des équipements;

• installation du camp de base;

• préparation du site de forage (dégagement et nivellement d’une certaine surface);

• travaux de forage proprement dits;

• démobilisation des équipements;

• fermeture des puits de forage;

• réhabilitation du site.

IX.1. PRINCIPAUX PROBLEMES ENVIRONNEMENTAUX DES PROJETS DE

FORAGE

Les principaux problèmes environnementaux liés aux opérations de forages sont

conditionnés par leur localisation et sont fonction des types d’intrants et d’extrants utilisés et

des méthodes techniques appliquées.

La liste suivante donne un aperçu des principales sources d’impacts sur

l’environnement des projets d’opérations de forages observés à Madagascar.


Tableau 47. Principales sources d’impacts environnementaux des projets de forages à Madagascar

Activités Composantes de l’environnement

PHASE PREPARATOIRE

Occupation des terrains Utilisation du sol, population,

patrimoine

Préparation du site (défrichements,

sondages

d’eau)

Sol, eau, végétation, faune,

habitats fauniques, zones

humides

PHASE DE CONSTRUCTION

Implantation des infrastructures (pipelines,

gazoducs,…)

Utilisation du sol, sol et sous-sol,

mangrove, économie, emploi

Utilisation des matériaux locaux Ecosystème, sol, coraux

Construction des infrastructures routières

et voies

de communication

Sol, sédiments, eau, air, végétation, faune,

utilisation du sol, paysage, économie,

emploi,

patrimoine

Transport et circulation de la machinerie

et des

équipements

Sol, sédiments, eau, air, ambiance sonore,

végétation, habitats fauniques, circulation et

sécurité routière/marine, population, emploi

PHASE DE TRAVAUX

Sismique/Forage on shore et construction

de

zones de stockage

Paysage, sol, sédiments, eau, air,

ambiance sonore, végétation, habitats

fauniques,

circulation et sécurité routière, population,

emploi

Pollution et rejet des déchets Sol, eau, sédiments, air, végétation, faune,

population, santé publique, paysage

Entretien et réparations des

infrastructures et

équipements

Sol, eau, sédiments, végétation, habitats

fauniques, emploi

Présence des équipements Sol, sédiments, eau, faune, flore, paysage,

population, économie, emploi

PHASE DE FERMETURE ET REHABILITATION DU SITE

Abandon ou fermeture Sol, eau, air, esthétique, population,

utilisation du sol, santé, économie,

paysage, faune, flore

Démontage des infrastructures

dans les zones marines

Sol, eau, végétation, zones humides,

habitats fauniques, utilisation zone de

pêche, activités humaines, population,

économie, emploi

Réhabilitation du site Sol, végétation, esthétique, population,

emploi,

faune, flore, paysage


IX.2. IDENTIFICATION ET EVALUATION DES PRINCIPAUX IMPACTS SUR

L'ENVIRONNEMENT

Un des objectifs de l’étude d’impact est d’identifier les effets d’un projet afin de le modifier

pour y apporter les ajustements visant à limiter les impacts négatifs. Dans le cadre de la

planification de son projet, le promoteur est invité à retenir au départ une démarche de

planification environnementale qui vise à minimiser les effets environnementaux négatifs, dès

l’étape de la conception. Ainsi, les principes de planification devraient considérer entre autres:

la protection des zones sensibles et à forte biodiversité;

la minimisation de la détérioration des milieux et de la biodiversité

la recherche de l’insertion des activités du promoteur/des opérateurs dans la zone en

favorisant les impacts socio-économiques positifs auprès de la population riveraine;

éviter la perturbation des processus écologiques ;

éviter la contamination et les conflits d’utilisation des eaux de surface et souterraines.

Malgré cet effort de réduction des impacts à l’étape de la planification du projet, la mise

en place des équipements requis et les opérations occasionneront certains impacts sur

l’environnement qui devront être documentés et évalués avec précision.

Dans les zones des opérations pétrolières, une attention particulière doit être portée à

l’érosion pouvant résulter d’un nettoyage excessif de la surface du sol, de la construction de

routes, de pistes, de plateforme de forage (cas on shore) et d’embarcadère, à l’élimination des

boues de forage, au contrôle des qualité et quantité des eaux (souterraines et de surface), au

contrôle des risques d’accident à la suite de stockage de produits explosifs et de produits

pétroliers (déversement accidentel lors du transport ou du stockage des produits bruts), à

l’intégration du projet auprès des populations riveraines, à l’augmentation du bruit et à la

pollution de l’air.

Le tableau suivant fournit une liste d'impacts probables à envisager dans le cadre d'un

projet d’opérations de forages. Ce tableau est indicatif et les promoteurs sont invités à s’en

inspirer et à compléter cette liste sur la base des caractéristiques propres à leur projet, puis à

présenter leur évaluation de manière conforme aux exigences du guide général pour la

réalisation d'une étude d'impact sur l'environnement.


Tableau 48. Identification et évaluation des principaux impacts sur l'environnement

Composante du milieu

Impacts probables

MILIEU PHYSIQUE

Eau

Modification de la quantité et de la qualité des eaux destinées aux différents usages. Pénurie d’eau.

Suppression ou réduction de l’accès à l’eau pour la faune et la flore, et pour la population.

Surexploitation des eaux.

Modification de l’écoulement des eaux de surface et souterraines pouvant provoquer des inondations de surface.

Modification des régimes hydrologiques et hydriques des cours d’eau.

Modification des processus naturels d’apports et de transport des sédiments dans les plans d’eau et dégradation des écosystèmes des cours d’eau.

Contamination et pollution des nappes phréatiques, des eaux de surface et des sources d’eau potable.

Sol

Érosion (due aux pluies, écoulement des eaux de surface).

Modification de la couverture végétale du sol.

Modification de la capacité de rétention des eaux dans le sol.

Pollution des sols par les engins, moteurs et autres équipements sismique et de forage.

Pollution des sols par les rejets des déchets (boue de forage, produits chimiques,…).

Risque d’affaissement de terrains.

Risques de glissements de terrain et accumulation de boues dans les bas-fonds ou les vallées fluviatiles.

Surexploitation des sols.

Air

Dégradation de la qualité de l’air.

Perturbation de l’ambiance sonore par l’augmentation des niveaux de bruit ambiant.

Augmentation de la quantité de poussières constituant une nuisance pour le bien-être de la population.

Perturbation des conditions microclimatiques dans les zones de forte biodiversité.

MILIEU BIOLOGIQUE



Impacts probables

Flore

Pertes ou modification de la couverture végétale.

Pression accrue sur la biodiversité floristique.

Modification ou remplacement de la composition des communautés végétales entraînant la dégradation des écosystèmes.

Diminution de la biodiversité floristique du milieu naturel par prélèvement ou destruction de biotopes.

Disparition d’espèces végétales endémiques, rares ou menacées d’extinction.

Surexploitation des ressources végétales (bois de construction, bois de feu, etc.).

Faune

Diminution de la biodiversité faunique par prélèvement ou surexploitation ou par perte ou destruction d’habitats (exemple : destruction des dunes, perturbation des nids ou perchoirs d’oiseaux et de tortues par les véhicules et engins,…) et dégradation du patrimoine génétique.

Changement du comportement naturel des animaux (conditions d’alimentation, de reproduction, de migration capacité de résistance aux prédateurs, etc.) par suite d’apport d’alimentation, de comportements

incompréhensibles pour les animaux,….

Augmentation du prélèvement d’espèces fauniques, liée à une accessibilité accrue à de nouveaux territoires pour la population locale.

Diminution de la faune terrestre, aquatique dans les environs des sites, par suite de dérangement ou perturbation.

MILIEU HUMAIN

Social

Rejet social du projet.

Migrations spontanées de population, provoquées par les possibilités de travail, échanges commerciaux, ou les avantages pouvant être tirés des activités du projet.

Afflux de population non contrôlé.

Modification de l’organisation sociale (structure familiale, organisation communautaire, cohésion sociale, structure du pouvoir traditionnel ou politique, etc.).

Pression sur la société traditionnelle, perte de valeur et de culture.

Création de division sociale.

Montée de la délinquance.

Augmentation des risques de transmission de maladies.



Impacts probables

Risque d’apparition du proxénétisme, de la prostitution, de l’alcoolisme, de la toxicomanie et de prévalence des maladies transmissibles.

Risques sanitaires et maladies induites par la contamination de l’environnement.

Nuisances causées par les travaux de construction, d’exploration et/ou d’exploitation : augmentation des bruits et des poussières.

Economie et système de production

Création de nouveaux emplois parfois temporaires.

Retombées économiques au niveau de la région et augmentation des revenus au niveau des ménages.

Monétarisation des échanges, remplacement de l’économie traditionnelle par une économie de marché.

Modification de l’économie traditionnelle, de la pêche, de l’emploi salarié saisonnier.

Augmentation potentielle du niveau général des prix (produits alimentaires de base), influencée par les besoins du projet.

Abandon des activités d’agriculture par les exploitants locaux au profit des activités du projet, ayant pour effet de réduire l’approvisionnement de la population locale en produits agricoles.

Expropriation des terrains agricoles, pâturages, pour les besoins du projet.

Augmentation des pressions exercées sur les zones agricoles ou les zones de pêche.

Culturel

Modification des comportements et attitudes vis à vis des coutumes, traditions et style de vie.

Changement de la mentalité.

Atteintes aux mœurs locales.

Modification de certains interdits ou pratiques traditionnels ou religieux.

Non-respect des tombeaux et sites sacrés.

Altération et destruction des sites traditionnels, culturels, religieux ou archéologiques.

Spatial

Modification d’attribution foncière et conflits potentiels.

Conflits dans les modes d’utilisation des terres et des eaux entre les nouveaux migrants et les utilisateurs traditionnels de l’espace.

Perte de surfaces agricoles ou destinées à d’autres usages, par la construction des infrastructures, le besoin des travaux d’exploration et/ou d’exploitation.



Impacts probables

Création de dépôts de déchets.

Amélioration de l’accès à de nouveaux territoires.

Modification des axes de circulation et réorganisation consécutive des déplacements.

Limitation d’accès à des sites traditionnels de chasse, de pêche, de cueillette ou de sources d’énergie.

IX.3. MESURES D'ATTENUATION DES IMPACTS PROBABLES

Les mesures d’atténuation se définissent comme l’ensemble des moyens envisagés

pour prévenir ou réduire l’importance des impacts sur l’environnement. L’étude doit fournir la

liste des actions, ouvrages, dispositifs, correctifs ou modes de gestion alternatifs qui seront

appliqués pour prévenir, atténuer ou éliminer les impacts négatifs du projet. Les mesures

destinées à maximiser les retombées positives pourront aussi être mises en évidence. Le

tableau suivant montre les différentes mesures d’atténuations selon chaque impact.

Tableau 49. Mesures d'atténuation des impacts probables

Milieu Récepteur Impact Mesures d’atténuations

MILIEU PHYSIQUE

Eau

Pénurie d’eau

Adopter et respecter un schéma global d’utilisation

de l’eau, intégrant les prélèvements de projet dans

le

contexte local et régional.

Mettre en place un plan d’exploitation des eaux

souterraines.

Evaluer les demandes en eau pour un éventuel

projet de développement particulier dans la

planification.

Prévoir l’établissement d’une zone tampon de

végétation séparant les plans d’eau du

développement.

Inondation

Prendre en compte les risques d’inondation sur

toutes les phases.

Choisir le site d’implantation à partir des données

hydrologiques existantes : bassins versants, débits

et étiages normaux et de crue

Modification

des régimes

hydriques et

hydrologiques

Établir un plan global de la gestion de l’eau

(utilisation et prélèvements pour les besoins du

projet en tenant compte du contexte local et

régional, du maintien d’un débit réservé suffisant et

du suivi de la nappe aquifère).



Pollution par

infiltration et

contamination

des eaux

Faire une analyse détaillée des risques

physiologiques (population, flore, faune) présentés

par les matières polluantes, des risques

bactériologiques et biochimiques.

Mettre en place systématiquement des

équipements adaptés pour le traitement des

sources de pollution.

Mettre en place des systèmes assurant l’étanchéité

des équipements.

Mettre en place des installations d’élimination, de

traitement ou de recyclage des déchets.

Établir des procédures d’emploi et d’entreposage

des produits chimiques, d’explosif, de

combustibles, de

carburant et d’huile afin de limiter les risques de

pollution et d’accident.

Interdire le ravitaillement des véhicules, engins et

de la machinerie à proximité des plans d’eau.

Utiliser, si possible, de substances chimiques à

courte rémanence et peu toxiques ou à effet nul sur

l’environnement pour les boues de forage.

Sceller les puits et forages avant leur abandon.

Sol

Érosion et

déstabilisation

des sols.

Faire une analyse du potentiel d’érosion des

sols sur le site d’implantation.

Réduire au maximum les superficies à défricher.

Adopter des techniques de défrichement les moins

dommageables. (courbes de niveau, en évitant

d’arracher la couche fertile au bulldozer…).

Eviter le développement (construction

d’infrastructures,…) sur des terrains/sols non

appropriés ou géologiquement instable.

Réduire toute suppression de couverture végétale

au sol, même temporaire (en zone sèche, la

végétation est plus lente à se reconstituer, en zone

humide les pertes en terre sont extrêmement

rapides et irréversibles en l’absence de couvert

végétal.

Prendre des mesures de réduction de l’érosion des

sols (végétalisation, banquette, respect des

courbes de niveau,…).

Pollution des

sols

Choisir et utiliser des équipements ou des produits

chimiques peu polluants.

Stocker les boues de forage dans des enceintes

imperméabilisées avant leur traitement

Maintenir les véhicules de transport et la

machinerie en bon état de fonctionnement afin



d’éviter les fuites d’huile, de carburant ou de tout

autre polluant, gérer de manière adéquate les

huiles usées.

Air

Altération de

la qualité de

l’air (suite à

émission de

poussières,

fumées,

rejets

toxiques et

nuisances

sonores).

Utiliser des procédés et techniques qui minimisent

les rejets atmosphériques.

Mettre en place des dispositifs antipollution et

antibruit ou d’abat poussière.

Maintenir les véhicules de transport, les engins et

la machinerie en bon état de fonctionnement afin

de minimiser les émissions gazeuses et les bruits.

Limiter les activités à certaines heures de la

journée pour ne pas déranger les populations.

Ne pas réaliser des travaux bruyants en dehors

des heures normales de travail.

Prévoir les itinéraires de transport par des engins

lourds à l’écart des centres de population ou

d’habitation.

Perturbation

des

conditions

microclimatiques

Dimension et disposition adéquates des bâtiments

pour ne pas entraver les systèmes de vents locaux

et la circulation de l’air.

Faune et flore

Baisse de la

biodiversité

Vérifier/inventorier les connaissances existantes

sur la biodiversité dans la zone d’études et

d’opération.

Identifier les espèces présentant un intérêt

particulier (rare, menacée, endémique, utile pour la

population,…) par rapport aux espèces bénéficiant

déjà d’une protection légale.

Contrôler ou interdire les prélèvements de

ressources biologiques (coraux, autres

animaux et plantes).

Identifier, localiser et épargner les habitats

d’espèces rares et menacées d’extinction.

Faire une analyse de l’intérêt économique

des ressources menacées par le projet.

Adopter et respecter un plan de limitation des

pertes en flore et faune.

Pertes et

modifications

en quantité et

en qualité des

habitats et des

espèces

Maintenir des corridors permettant la circulation

des espèces animales (condition indispensable

pour la conservation du patrimoine génétique et

maintenir la biodiversité).

Prendre des mesures contre les risques d’invasion

ou pathologiques pouvant être imposés aux

espèces autochtones par l’introduction d’espèces

exotiques.



Pertes de

superficies ou

modification de

la couverture

végétale

Adopter des pratiques de coupe permettant la

régénération naturelle des forêts ou bois en

laissant un nombre suffisant d’arbres semenciers.

Éviter le déboisement et la destruction de la

végétation à l’intérieur des sites d’importance

écologique et en zone riveraine en bordure des

plans d’eau.

Perturbations

dues aux trouées

dans la végétation

et à la création

d’infrastructure

s routières

Choisir et planifier le tracé des routes et des pistes

avec prise en compte des écosystèmes présents

(particuliers ou fragiles) et des plans d’eau.

Contrôler l’accès aux zones d’activités du projet

pour limiter les risques de coupes illicites ou de

défrichements non autorisés dans le site.

Changement

du

comportement

naturel des

animaux

Prendre des mesures pour éviter de perturber le

comportement des animaux à cause de la

présence humaine, par les bruits et pour éviter leur

accoutumance à recevoir de la nourriture.

MILIEU HUMAIN

Social

Non insertion du

projet dans

l’environnement

social et culturel

de la zone

d’études et

d’opérations

Adopter une stratégie fondée sur la négociation et

la participation.

Favoriser la participation active et dynamique de la

population locale.

Faire une Information/Education/Communication

du projet auprès de la population.

Etablir un contrat de bon voisinage avec la

population locale.

Favoriser le recrutement des villageois pour

certains emplois.

Etablir un contrat d’approvisionnement auprès des

villageois.

Faire des prévisions de contribution à l’amélioration

du bien-être de la population.

Transformation

des habitudes de

vie et de

consommation

de la population

autochtone

Ménager et respecter les modes de vie et traditions

de la population.

Sensibiliser le personnel du projet.

Economie

Modification de

l’économie

traditionnelle par

une économie de

marché

Fournir des compensations à la population locale

touchée par les impacts négatifs (expropriations).

Favoriser la promotion de produits locaux et

régionaux.

Culturel Modification des

coutumes et

Ménager et respecter les coutumes et traditions de

la population.



traditions

Altération ou

destruction des

sites traditionnels,

culturels ou

archéologiques

Faire un inventaire et prendre en compte les sites

reconnus ou potentiels en collaboration avec les

autorités et les populations concernées pour leur

surveillance, leur préservation.

Spatial

Modification de

l’usage des

terres

Faire une étude des systèmes fonciers existants

sur le plan économique et social.

Mettre en œuvre de mesures de compensation

pour les terres ou autres espaces perdus par les

populations par occupation temporaire ou

définitive.

Prendre en compte les systèmes des droits

traditionnels et processus de décision concernant

les ressources naturelles (terrestres, aquatiques et

marines).

Faire une étude sociale des systèmes de valeur

traditionnelle, et établir un dialogue avec la

population locale pour la prise en compte des lieux

à usage coutumier et religieux.


CONCLUSION

Les potentiels en hydrocarbure du Bassin de Morondava constituent un grand intérêt

qui pourrait susciter des explorations possible pour la partie Sud du bassin. La présence

d’accumulations d’hydrocarbure suspectée dans le permis Sakaraha Nord nous a poussées à

les vérifier par l’utilisation des données géologiques, géophysiques et des forages antérieurs.

On a établi en premier lieu dans ce travail, des traits généraux sur le pétrole et

l’exploration en démontrant la formation du pétrole, la géologie pétrolière et les étapes à

effectuer pour l’exploration, notamment sur le forage pétrolier.

Puis, par rapport aux anciennes études dans cette partie du bassin, les avancées

technologiques des logiciels tels que ArcGIS et IHS Kingdom procurent des outils de précision,

de décision et spécifiquement d’interprétation des données géophysiques surtout sismiques.

Ce qui a contribué à l’obtention de meilleures modélisations numériques du sous-sol de la

zone d’étude. Au terme des interprétations, on a localisé deux structures favorables qui

méritent d’être proposées à l’exploration. Les analyses sur les données géologiques,

géophysiques et des forages antérieurs dont on a pu avoir accès auprès de l’OMNIS, est un

avantage qui procure plus de précision aux apports de ce travail.

Enfin, après avoir précisé les points optimaux de forage, nous avons étudié les divers

programmes de réalisation pour la structure présentant le plus grand potentiel, sans négliger

les aperçus environnementaux et économiques. En effet, un projet d’exploration qui ne peut

être confirmé que par le forage incite à insister sur la nécessité de dimensionnement de tubage

du puits, à cause de l’importance des dépenses financières à déployer.

Techniquement, un programme insuffisamment développé peut entraîner l'impossibilité

d'atteindre les objectifs proposés, d'où échec complet des travaux. Par contre, un programme

trop lourd charge de façon injustifiée le prix de revient de l'exploration et diminue le nombre de

puits pouvant être réalisés avec un budget déterminé, et cela réduit donc les possibilités de

découvertes.

Par les interprétations des données disponibles, le projet pourrait présenter des

apports économiques significatifs.

En dépit de l’insuffisance de données et d’informations pour le calcul de forage, on est

arrivé à anticiper les calculs théoriques.

Pour achever, la période de stage au sein de l’OMNIS nous a été fortement bénéfique

car elle a permis d’étoffer les connaissances théoriques acquises en classe. Malgré la durée

très limitée du stage, nous avons pu élargi nos horizons sur la géologie de Madagascar, le

forage pétrolier et les logiciels spécifiques d’interprétation.


REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

[1]. MINISTERE DE L’ENVIRONNEMENT, DES FORETS ET DU TOURISME. Rapport de

synthèse sur l’état de l’environnement/Région Atsimo Andrefana. 2008.

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l’Occidental of Madagascar pour OMNIS, Morondava. 1983. p. 35.

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Pétroles de Madagascar pour OMNIS. Juin-Novembre 1954. p. 80.

[8]. Société des Pétroles de Madagascar. Rapport de puits-Sondage Ambalabe-1, Rapport

de travaux de la Société des Pétroles de Madagascar pour OMNIS, Morondava. Juin-Octobre

1955. p. 65.

[9]. NGUYEN, Jean-Paul. Techniques d'exploitation pétrolière,Le forage. s.l. : TECHNIP,

1993.

[10]. Institut Français du Pétrole Publication. drilling data handbook. s.l. : Edition TECHNIP,

1999.

[11]. MINISTERE DE L’ENVIRONNEMENT, OFFICE NATIONAL POUR

L’ENVIRONNEMENT. Guide sectoriel pour la réalisation d’une étude d’impact

environnemental des projets d’opération pétrolière amont, Madagascar. 2008. p. 56.


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[12]. http://www2.ulg.ac.be/geolsed/sedim/sedimentologie.htm. Consulté le: 15 Mai 2016

[13]. http://history.alberta.ca. Consulté le: 15 Mai 2016

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[15]. http://www.sepmstrata.org/page.aspx?pageid=46. Consulté le: 09 Juin 2016

[16]. http://wiki.aapg.org/Seismic_sequence_analysis. Consulté le: 11 Juin 2016

I RAINIJAONARY Johary Manantiana

ANNEXES

Liste des annexes

Annexe 1 : Cartes de Madagascar

- Carte de la géologie sédimentaire de Madagascar

- Carte des Blocs Pétroliers à Madagascar

- Carte des Bassins Sédimentaires de Madagascar

Annexe 2 : Figures

- Chronostratigraphie du Bassin Sédimentaire de Morondava

- Schéma des différentes étapes de l’exploration pétrolière

Annexe 3 : Données de calculs

- Données des tiges de forage disponibles

- Données des duses

- Caracteristiques de fonctionnement de la pompe 2PN-1250

- Regime pour la section technique

- Regime pour la section de production

- Tableau de conversion des unites de mesure anglosaxonnes

II RAINIJAONARY Johary Manantiana

III RAINIJAONARY Johary Manantiana

IV RAINIJAONARY Johary Manantiana

CARTE DES BLOCS PETROLIERS A MADAGASCAR

V RAINIJAONARY Johary Manantiana

VI RAINIJAONARY Johary Manantiana

VII RAINIJAONARY Johary Manantiana

ETAPES DE PROSPECTION PETROLIERE

VIII

DONNEES DES TIGES DE FORAGE DISPONIBLES

IX

DONNEES DES DUSES

DIAM 1.SURF 2.SURF 3.SURF

0 1/64 0,015625 0,000192 0,000383 0,000575

0 1/32 0,03125 0,000767 0,001534 0,002301

0 3/64 0,046875 0,001726 0,003451 0,005177

0 1/16 0,0625 0,003068 0,006136 0,009204

0 5/64 0,078125 0,004794 0,009587 0,014381

0 3/32 0,09375 0,006903 0,013806 0,020709

0 7/64 0,109375 0,009396 0,018791 0,028187

0 1/8 0,125 0,012272 0,024544 0,036816

0 9/64 0,140625 0,015532 0,031063 0,046595

0 5/32 0,15625 0,019175 0,03835 0,057524

0 11/64 0,171875 0,023202 0,046403 0,069605

0 3/16 0,1875 0,027612 0,055223 0,082835

0 13/64 0,203125 0,032405 0,064811 0,097216

0 7/32 0,21875 0,037583 0,075165 0,112748

0 15/64 0,234375 0,043143 0,086287 0,12943

0 1/4 0,25 0,049088 0,098175 0,147263

0 17/64 0,265625 0,055415 0,11083 0,166246

0 9/32 0,28125 0,062126 0,124253 0,186379

0 19/64 0,296875 0,069221 0,138442 0,207663

0 5/16 0,3125 0,076699 0,153398 0,230098

0 21/64 0,328125 0,084561 0,169122 0,253683

0 11/32 0,34375 0,092806 0,185612 0,278418

0 23/64 0,359375 0,101435 0,202869 0,304304

0 3/8 0,375 0,110447 0,220894 0,331341

0 25/64 0,390625 0,119843 0,239685 0,359528

0 13/32 0,40625 0,129622 0,259243 0,388865

0 27/64 0,421875 0,139784 0,279569 0,419353

0 7/16 0,4375 0,15033 0,300661 0,450991

0 29/64 0,453125 0,16126 0,32252 0,48378

0 15/32 0,46875 0,172573 0,345146 0,51772

0 31/64 0,484375 0,18427 0,36854 0,55281

0 1/2 0,5 0,19635 0,3927 0,58905

0 33/64 0,515625 0,208814 0,417627 0,626441

0 17/32 0,53125 0,221661 0,443321 0,664982

0 35/64 0,546875 0,234891 0,469783 0,704674

0 9/16 0,5625 0,248505 0,497011 0,745516

0 37/64 0,578125 0,262503 0,525006 0,787509

0 19/32 0,59375 0,276884 0,553768 0,830653

0 39/64 0,609375 0,291649 0,583298 0,874946

0 5/8 0,625 0,306797 0,613594 0,920391

0 41/64 0,640625 0,322328 0,644657 0,966985

0 21/32 0,65625 0,338244 0,676487 1,014731

0 43/64 0,671875 0,354542 0,709084 1,063626

0 11/16 0,6875 0,371224 0,742448 1,113673

X

0 45/64 0,703125 0,38829 0,77658 1,164869

0 23/32 0,71875 0,405739 0,811478 1,217217

0 47/64 0,734375 0,423571 0,847143 1,270714

0 3/4 0,75 0,441788 0,883575 1,325363

0 49/64 0,765625 0,460387 0,920774 1,381161

0 25/32 0,78125 0,47937 0,95874 1,43811

0 51/64 0,796875 0,498737 0,997473 1,49621

0 13/16 0,8125 0,518487 1,036973 1,55546

0 53/64 0,828125 0,53862 1,077241 1,615861

0 27/32 0,84375 0,559137 1,118275 1,677412

0 55/64 0,859375 0,580038 1,160076 1,740114

0 7/8 0,875 0,601322 1,202644 1,803966

0 57/64 0,890625 0,622989 1,245979 1,868968

0 29/32 0,90625 0,64504 1,290081 1,935121

0 59/64 0,90625 0,64504 1,290081 1,935121

0 15/16 0,9375 0,690293 1,380586 2,070879

0 61/64 0,953125 0,713494 1,426989 2,140483

0 31/32 0,96875 0,737079 1,474159 2,211238

0 63/64 0,984375 0,761048 1,522096 2,283144

1 0/64 1 0,7854 1,5708 2,3562

CARACTERISTIQUES DE FONCTIONNEMENT DE LA POMPE 2PN-1250

(Pmax=1 250CV, ηm = 0,765)

Diamètre de chemise (in) 8 7 3/4 7 1/2 7 1/4 7 6 3/4 6 1/2 6 1/4 6

Pression développée (psi) 2 220 2 360 2 545 2 745 2 970 3 230 3 510 3 850 4 265

CPM Pa(CV) Ph(CV) DEBIT (bpm)

65 1 250 955 17,4 16,3 15,1 14 12,9 11,9 10,9 10 9

60 1 155 883 15,1 15 14,1 12,9 11,9 11 10,1 9,2 8,4

55 1 058 810 14,8 13,7 12,8 11,9 10,9 9,7 9,2 8,5 7,6

50 963 736 13,4 12,8 11,6 10,8 10 9,2 8,4 7,7 6,9

45 866 663 12,2 11,2 10,4 9,7 9 8,3 7,6 6,9 6,3

40 770 590 10,7 10 9,3 8,6 7,9 7,3 6,7 6,2 5,6

35 675 517 9,4 8,8 8,2 7,6 7 6,3 5,9 5,4 4,9

Mise en forme des données

DEB CHEM PRESS CPM PA PH

1 4,9 6 4 265 35 675 517

2 5,4 6 1/4 3 850 35 675 517

3 5,6 6 4 265 40 770 590

4 5,9 6 1/2 3 510 35 675 517

5 6,2 6 1/4 3 850 40 770 590

6 6,3 6 4 265 45 866 663

7 6,4 6 3/4 3 230 35 675 517

8 6,7 6 1/2 3 510 40 770 590

9 6,9 6 4 265 50 963 736

10 6,9 6 1/4 3 850 45 866 663

11 7 7 2 970 35 675 517

12 7,3 6 3/4 3 230 40 770 590

13 7,6 6 4 265 55 1 058 810

XI

DEB CHEM PRESS CPM PA PH

14 7,6 6 1/2 3 510 45 866 663

15 7,6 7 1/4 2 745 35 675 517

16 7,7 6 1/4 3 850 50 963 736

17 7,9 7 2 970 40 770 590

18 8,2 7 1/2 2 545 35 675 517

19 8,3 6 3/4 3 230 45 866 663

20 8,4 6 4 265 60 1 155 883

21 8,4 6 1/2 3 510 50 963 736

22 8,5 6 1/4 3 850 55 1 058 810

23 8,6 7 1/4 2 745 40 770 590

24 8,8 7 3/4 2 660 35 675 517

25 9 6 4 265 65 1 250 955

26 9 7 2 970 45 866 663

27 9,2 6 1/4 3 850 60 1 155 883

28 9,2 6 1/2 3 510 55 1 058 810

29 9,2 6 3/4 3 230 50 963 736

30 9,3 7 1/2 2 545 40 770 590

31 9,4 8 2 220 35 675 517

32 9,7 6 3/4 3 230 55 1 058 510

33 9,7 7 1/4 2 745 45 866 663

34 10 6 1/4 3 850 65 1 250 955

35 10 7 2 970 50 963 736

36 10 7 3/4 2 360 40 770 590

37 10,1 6 1/2 3 510 60 1 155 883

38 10,4 7 1/2 2 545 45 866 663

39 10,7 8 2 220 40 710 590

40 10,8 7 1/4 2 745 50 963 736

41 10,9 6 1/2 3 510 65 1 250 955

42 10,9 7 2 970 55 1 058 810

43 11 6 3/4 3 230 60 1 155 883

44 11,2 7 3/4 2 360 45 866 663

45 11,6 7 1/2 2 545 50 963 736

46 11,9 6 3/4 3 230 65 1 250 955

47 11,9 7 2 970 60 1 155 883

48 11,9 7 1/4 2 745 55 1 058 810

49 12,2 8 2 220 45 866 663

50 12,8 7 1/2 2 545 55 1 058 810

51 12,8 7 3/4 2 360 50 963 736

52 12,9 7 2 970 65 1 250 955

53 12,9 7 1/4 2 745 60 1 155 883

54 13,4 8 2 220 50 963 736

55 13,7 7 3/4 2 360 50 1 058 810

56 14 7 1/4 2 745 65 1 250 955

57 14,1 7 1/2 2 545 60 1 155 883

58 14,8 8 2 220 55 1 058 810

59 15 7 3/4 2 360 60 1 155 883

60 15,1 7 1/2 2 545 65 1 250 955

61 15,1 8 2 220 60 1 155 883

62 16,3 7 3/4 2 360 65 1 250 955

63 17,4 8 2 220 65 1 250 955

XII

REGIME POUR LA SECTION TECHNIQUE

1. Données de base

Unité

Données géométriques de puits

Diam nom tubage in 20

Diam int tubage in 18 3/4

Sabot tubage ft/GL 1 801

Diam nom trou in 17 1/2

Prof trou ft/GL 8 530

Train de tiges

Diam nom TF in 5 1/2

Diam int TF in 4,975

Diam nom MT in 11

Diam int MT in 4

Long MT ft 490

Autres données

Vitesse de forage fph 18

Pesanteur ft/s² 32,2

Unité

Trépan Coeff de duses 1,125

Puiss spécif au trépan HP/in² 2,5


Cond refoul Diam in 3

Long ft 110

Flexible Diam in 3

Long ft 54

Tete inj Diam in 3

Long ft 8,25

TE Diam in 3,5

Long ft 40

Boue de forage

Densité ppg 11,5

Viscosité cP 35

2. Calcul du débit minimal nécessaire


MT-Tubage 18,730 11,000 14,61

MT-Découvert 17,500 11,000 14,01

TF-Tubage 18,730 5,500 11,91

TF-Découvert 17,500 5,500 11,31

Qmin def 14,61

XIII


Q1 (< Qmin def) bpm 14,6

Q2 (> Qmin def) bpm 14,7

Diamètre de chemise in 7,5

Pression disponible à la pompe psi 2 545

Course du piston spm 40

Puissance d'entraînement HP 770





3. Calcul de perte de charge fixe

Equipements Long (ft) Di (in) V (fps) Re Régime f P (psi)

Cond ref 110,00 3,0 28,03 25 636 TURB 0,007484 96,66

Flexible 54,00 3,0 28,03 25 636 TURB 0,007484 47,45

Tete inj 8,25 3,0 28,03 25 636 TURB 0,007484 7,25

TE 40,00 3,5 20,59 21 973 TURB 0,007718 16,77

Int MT 490,00 4,0 15,76 19 227 TURB 0,007927 108,23


4. Coefficient de perte linéaire

Equipements Dtrou (in) Dtige (in) V (fps) Re Régime f Α (psi/ft)

Int-TF 4,975 10,19 12 627 TURB 0,008622 0,08072

MT-Tubage 18,730 11,000 1,10 2 113 TURB 0,012328 0,00106

MT-Déc 17,500 11,000 1,36 2 204 TURB 0,012224 0,00192

TF-Tubage 18,730 5,500 0,79 2 593 TURB 0,011834 0,00030

TF-Déc 17,500 5,500 0,91 2 731 TURB 0,011711 0,00045

5. Calcul des duses

5.1. Calcul préliminaire

Puissance effective au trépan 961,63

Aire totale des duses 0,388912

D1 D2 d1 d2 d3 Aire tot ΔAire

" 0 3/8 " " 0 25/64" 3D1-0D2 0,375000 0,375000 0,375000 0,331172 0,057740

0,375000 0,390625 2D1-1D2 0,375000 0,375000 0,390625 0,340563 0,048349

1D1-2D2 0,375000 0,390625 0,390625 0,349954 0,038958

0D1-3D2 0,390625 0,390625 0,390625 0,359344 0,029568

Δaire min 0,029568

XIV

5.2. Calcul définitif

0D1-3D2 0,390625 0,390625 0,390625 0,359344

Aire réelle des duses (in²) 0,359344

Vitesse de jet (fps) 551,52

6. Perte de charges variable

Début Fin

Profondeur ftGL 1 801 8 530

Long

TF totale ft 1 311 8 040

MT-Tubage ft 490 0

MT-Déc ft 0 490

TF-Tubage ft 1 311 1 801

TF-Déc ft 0 6 239

Perte de charge

Int-TF psi 105,83 649,00

MT-Tubage psi 0,52 0,00

MT-Déc psi 0,00 0,94

TF-Tubage psi 0,40 0,55

TF-Déc psi 0,00 2,80

Totale perte de charge variable psi 106,74 653,29

7. Bilan des pertes de charge et des puissances

Pression à la pompe psi 2 545 2 545

Perte de charge hors trépan psi 383,10 929,64

Perte de charge disponible pour le trépan psi 2 161,90 1 615,36

Puissance à la pompe HP 590 590

Puissance effective au trépan HP 778,61 581,77

Puissance spécifique réalisée HP/in² 3,24 2,42

8. Profondeur limite d'applicabilité du régime

Puiss spécif au trépan minimal acceptable HP/in² 2,50

Perte de charge au trépan correspondante psi 1 668,79

Perte de charge hors trépan psi 876,21

Perte de charge variable correspondante psi 599,86

Longueur des tiges de forage correspondant ft 7 395,25

Profondeur limite d'applicabilité ft/GL 7 885,25

XV

9. Variation des paramètres le long de l'intervalle

Profondeur 𝐿𝑇𝐹−𝑇𝑜𝑡 𝐿𝑀𝑇−𝑇𝑈𝐵 𝐿𝑀𝑇−𝐷é𝑐 𝐿𝑇𝐹−𝑇𝑈𝐵 𝐿𝑇𝐹−𝐷é𝑐 𝑝𝑣𝑎𝑟 𝑝𝑡𝑟é𝑝𝑎𝑛 𝑃𝑜𝑠 % 𝑝𝑡𝑟é𝑝𝑎𝑛 Régime valable?

(ftGL) (ft) (ft) (ft) (ft) (ft) (psi) (psi) (CV/in²) %

1 801 1 311 490 0 1 311 0 106,74 2 161,90 3,24 84,95 OUI

2 000 1 510 291 199 1 510 0 123,04 2 145,61 3,21 84,31 OUI

2 250 1 760 41 449 1 760 0 143,51 2 125,14 3,18 83,50 OUI

2 500 2 010 0 490 1 801 209 163,83 2 104,82 3,15 82,70 OUI

2 750 2 260 0 490 1 801 459 184,12 2 084,52 3,12 81,91 OUI

3 000 2 510 0 490 1 801 709 204,42 2 064,23 3,09 81,11 OUI

3 250 2 760 0 490 1 801 959 224,71 2 043,94 3,06 80,31 OUI

3 500 3 010 0 490 1 801 1 209 245,00 2 023,65 3,03 79,51 OUI

3 750 3 260 0 490 1 801 1 459 265,29 2 003,35 3,00 78,72 OUI

4 000 3 510 0 490 1 801 1 709 285,59 1 983,06 2,97 77,92 OUI

4 250 3 760 0 490 1 801 1 959 305,88 1 962,77 2,94 77,12 OUI

4 500 4 010 0 490 1 801 2 209 326,17 1 942,48 2,91 76,33 OUI

4 750 4 260 0 490 1 801 2 459 346,46 1 922,18 2,88 75,53 OUI

5 000 4 510 0 490 1 801 2 709 366,76 1 901,89 2,85 74,73 OUI

5 250 4 760 0 490 1 801 2 959 387,05 1 881,60 2,82 73,93 OUI

5 500 5 010 0 490 1 801 3 209 407,34 1 861,31 2,79 73,14 OUI

5 750 5 260 0 490 1 801 3 459 427,63 1 841,01 2,76 72,34 OUI

6 000 5 510 0 490 1 801 3 709 447,93 1 820,72 2,73 71,54 OUI

6 250 5 760 0 490 1 801 3 959 468,22 1 800,43 2,70 70,74 OUI

6 500 6 010 0 490 1 801 4 209 488,51 1 780,14 2,67 69,95 OUI

6 750 6 260 0 490 1 801 4 459 508,80 1 759,84 2,64 69,15 OUI

7 000 6 510 0 490 1 801 4 709 529,10 1 739,55 2,61 68,35 OUI

7 250 6 760 0 490 1 801 4 959 549,39 1 719,26 2,58 67,55 OUI

7 500 7 010 0 490 1 801 5 209 569,68 1 698,97 2,55 66,76 OUI

7 750 7 260 0 490 1 801 5 459 589,97 1 678,67 2,51 65,96 OUI

8 000 7 510 0 490 1 801 5 709 610,27 1 658,38 2,48 65,16 NON

8 250 7 760 0 490 1 801 5 959 630,56 1 638,09 2,45 64,36 NON

8 500 8 010 0 490 1 801 6 209 650,85 1 617,80 2,42 63,57 NON

8 530 8 040 0 490 1 801 6 239 653,29 1 615,36 2,42 63,47 NON

XVI

REGIME POUR LA SECTION DE PRODUCTION

1. Données de base

Unité

Données géométriques de puits

Diam nom tubage in 13 3/8

Diam int tubage in 12 3/5

Sabot tubage ft/GL 8 527

Diam nom trou in 12 1/4

Prof trou 10334 2/3

Train de tiges

Diam nom TF in 4 1/2

Diam int TF in 4

Diam nom MT in 7 1/4

Diam int MT in 3 1/2

Long MT ft 570

Autres données

Vitesse de forage fph 18

Pesanteur ft/s² 32,2

Unité

Trépan Coeff de duses 1,125

Puiss spécif au trépan HP/in² 2,5


Cond refoul Diam in 3

Long ft 110

Flexible Diam in 3

Long ft 54

Tete inj Diam in 3

Long ft 8,25

TE Diam in 3,5

Long ft 40

Boue de forage

Densité ppg 11,2

Viscosité cP 35

2. Calcul du débit minimal nécessaire


MT-Tubage 12 3/5 7 1/4 10,045

MT-Découvert 12 1/4 7 1/4 9,861

TF-Tubage 12 3/5 4 1/2 8,655

TF-Découvert 12 1/4 4 1/2 8,470

Qmin def 10,045

XVII


Q1 (< Qmin def) bpm 10,0

Q2 (> Qmin def) bpm 10,1

Diamètre de chemise in 7,5

Pression disponible à la pompe psi 2 545

Course du piston spm 40

Puissance d'entraînement HP 770





3. Calcul de perte de charge fixe

Equipements Long (ft) Di (in) V (fps) Re Régime f P (psi)

Cond ref 110 3 19,26 17 120 TURB 0,008113 48,08

Flexible 54 3 19,26 17 120 TURB 0,008113 23,60

Tete inj 8,25 3 19,26 17 120 TURB 0,008113 3,61

TE 40 3,5 14,15 14 675 TURB 0,008367 8,34

Int MT 570 3,5 14,15 14 675 TURB 0,008367 118,88


4. Coefficient de perte linéaire

Equipements Dtrou (in) Dtige (in) V (fps) Re Régime f Α (psi/ft)

Int-TF 4 11,06 10905 TURB 0,008879 0,1197

MT-Tubage 12,615 7 3/4 1,75 2119 TURB 0,012321 0,0041

MT-Déc 12,25 7,25 1,78 2213 TURB 0,012214 0,0041

TF-Tubage 12,615 4,5 1,25 2522 TURB 0,011900 0,0012

TF-Déc 12,25 4,5 1,33 2577 TURB 0,011848 0,0015

5. Calcul des duses

5.1. Calcul préliminaire

Puissance effective au trépan 471,20

Aire totale des duses 0,311954

XVIII

D1 D2 d1 d2 d3 Aire tot ΔAire

" 0 19/64" " 0 5/16" 3D1-0D2 0,296875 0,296875 0,296875 0,207557 0,181355

0,296875 0,3125 2D1-1D2 0,296875 0,296875 0,3125 0,215032 0,173880

1D1-2D2 0,296875 0,296875 0,3125 0,222506 0,166406

0D1-3D2 0,3125 0,3125 0,3125 0,229980 0,158932

Δaire min 0,158932

5.2. Calcul définitif

0D1-3D2 0,3125 0,3125 0,3125 0,229980

Aire réelle des duses (in²) 0,229980

Vitesse de jet (fps) 592,09

6. Perte de charges variable

Début Fin

Profondeur ftGL 8 527 10 334 2/3

Long

TF totale ft 7 957 9 765

MT-Tubage ft 570 0

MT-Déc ft 0 570

TF-Tubage ft 7 957 8 527

TF-Déc ft 0 1 238

Perte de charge

Int-TF psi 952,15 1 168,53

MT-Tubage psi 2,36 0,00

MT-Déc psi 0,00 2,35

TF-Tubage psi 9,71 10,40

TF-Déc psi 0,00 1,80

Totale perte de charge variable psi 964,21 1183,09

7. Bilan des pertes de charge et des puissances

Pression à la pompe psi 2 545 2 545

Perte de charge hors trépan psi 1 166,73 1 385,60

Perte de charge disponible pour le trépan psi 1 378,27 1 159,40

Puissance à la pompe HP 590 590

Puissance effective au trépan HP 341,05 286,89

Puissance spécifique réalisée HP/in² 2,90 2,44

8. Profondeur limite d'applicabilité du régime

Puiss spécif au trépan minimal acceptable HP/in² 2,50

Perte de charge au trépan correspondante psi 1 190,13

Perte de charge hors trépan psi 1 354,87

Perte de charge variable correspondante psi 1 152,36

Longueur des tiges de forage correspondant ft 9 682,72

Profondeur limite d'applicabilité ft/GL 10 252,72

XIX

9. Variation des paramètres le long de l'intervalle

Profondeur 𝐿𝑇𝐹−𝑇𝑜𝑡 𝐿𝑀𝑇−𝑇𝑈𝐵 𝐿𝑀𝑇−𝐷é𝑐 𝐿𝑇𝐹−𝑇𝑈𝐵 𝐿𝑇𝐹−𝐷é𝑐 𝑝𝑣𝑎𝑟 𝑝𝑡𝑟é𝑝𝑎𝑛 𝑃𝑜𝑠 % 𝑝𝑡𝑟é𝑝𝑎𝑛 Régime valable?

(ftGL) (ft) (ft) (ft) (ft) (ft) (psi) (psi) (CV/in²) %

8 527 7 957 570 0 7 956,50 0 964,21 1 378,27 2,90 54,16 OUI

8 750 8 180 346,5 223 1/2 8 180,00 0 991,23 1 351,26 2,84 53,09 OUI

9 000 8 430 96,5 473 1/2 8 430,00 0 1 021,45 1 321,04 2,77 51,91 OUI

9 250 8 680 0 570 8 526,50 154 1 051,70 1 290,78 2,71 50,72 OUI

9 500 8 930 0 570 8 526,50 404 1 081,99 1 260,50 2,65 49,53 OUI

9 750 9 180 0 570 8 526,50 654 1 112,27 1 230,22 2,58 48,34 OUI

10 000 9 430 0 570 8 526,50 904 1 142,55 1 199,94 2,52 47,15 OUI

10 250 9 680 0 570 8 526,50 1 154 1 172,83 1 169,66 2,46 45,96 NON

10 335 9 765 0 570 8 526,50 1 238 1 183,09 1 159,40 2,44 45,56 NON

XX

TABLEAU DE CONVERSION

DES UNITES DE MESURE ANGLOSAXONNES

GRANDEUR UNITES DE MESURE

EQUIVAL METRIQUE DENOM. ABREV. TRAD. FRANC.

LONGEUR Inch

Foot

In (‘’)

Ft (‘)

Pouce

Pied

25,4 mm

30,48 cm

SURFACE Square inch

Square foot

square mile

Sq.in

Sq.ft

Sq.mile

Pouce carré

Pied carré

Mile carrée

6,452 cm2

929 cm2

2,589 km2

VOLUME Cubic inch

Cubic foot

Barrel

Cu.in

Cu.ft

Bbl

Pouce cube

Pied cube

Barril

16,39 cm3

0,028 m3

158,98 dm3

POIDS Pound Lb Livre 0,454 kg

DENSITE Pound per gal

Pound per cu. ft

ppg

pcf

Livre/gallon

Livre/pouce cube

0,1198 kg/l

0,0160 kg/l

PRESSION Pound per sq.in psi Livre/pouce carré 0,0703 kg/cm2

PUISSANCE Horse power hp 0,013 CV

XXI

TABLE DES MATIERES

REMERCIEMENTS ................................................................................................................. i

SOMMAIRE ............................................................................................................................ ii

LISTE DES ABREVIATIONS ................................................................................................. iii

LISTE DES UNITES DE MESURE ......................................................................................... v

LISTE DES FIGURES ........................................................................................................... vi

LISTE DES TABLEAUX ...................................................................................................... viii

GLOSSAIRE .......................................................................................................................... x

INTRODUCTION ................................................................................................................... 1

Partie I : GENERALITES SUR LE PETROLE ET L’EXPLORATION ...................................... 1

CHAPITRE. I: ORIGINE DU PETROLE .......................................................................... 2

I.1. Définition ............................................................................................................ 2

I.2. Origine du pétrole ............................................................................................... 2

I.3. Genèse du pétrole, Kérogène, Roche mère [14] ................................................ 2

I.3.1. Type I ............................................................................................................. 3

I.3.2. Type II ............................................................................................................ 3

I.3.3. Type III ........................................................................................................... 3

I.4. Du kérogène au pétrole ...................................................................................... 3

I.4.1. Diagenèse ...................................................................................................... 3

I.4.2. Catagenèse .................................................................................................... 4

I.4.3. Métagenèse ................................................................................................... 4

I.5. Maturité de la matière organique. diagramme de Van Krevelen ......................... 5

CHAPITRE. II: GEOLOGIE PETROLIERE ...................................................................... 7

II.1. Roches mères [12] ............................................................................................. 7

II.2. Migration ............................................................................................................ 8

II.2.1. Migration primaire ......................................................................................... 8

II.2.2. Migration secondaire .................................................................................... 8

II.3. Roches réservoirs .............................................................................................. 9

II.4. Roches couvertures ........................................................................................... 9

II.5. Pièges [14] ......................................................................................................... 9

II.5.1. Pièges structuraux .......................................................................................10

II.5.2. Pièges stratigraphiques ...............................................................................11

II.5.3. Pièges mixtes ..............................................................................................11

CHAPITRE. III: EXPLORATION ET FORAGE ...............................................................13

III.1. Prospection géologique [15] ..............................................................................13

III.2. Prospection géophysique ..................................................................................14

III.3. Le forage ...........................................................................................................15

III.3.1. Généralité ................................................................................................16

Définition ..............................................................................................16

XXII

Avantages.............................................................................................16

III.3.2. Les types de forage ..................................................................................16

Les puits d’exploration ..........................................................................16

Les puits de développement .................................................................17

III.4. La technique rotary ...........................................................................................17

Partie II : ELEMENTS PRELIMINAIRES SUR LE PROJET ................................................... 1

CHAPITRE. IV: CARACTERISATION DE LA ZONE D’ETUDE ......................................19

IV.1. Localisation .......................................................................................................19

IV.2. Hydrographie [1]................................................................................................21

IV.2.1. Les cours d’eau ........................................................................................21

IV.2.2. Les lacs ....................................................................................................21

IV.2.3. Les eaux souterraines ..............................................................................23

IV.3. Cadre géologique [2] .........................................................................................24

IV.3.1. Histoire tectonique de Madagascar ..........................................................24

Tectonique Phase I, du Carbonifère supérieur au Jurassique : le rifting Karoo 24

Tectonique Phase II, du Jurassique au Crétacé inférieur : ouverture du Bassin Somalien et la dérive de Madagascar au sud ............................................25

Tectonique Phase III, du Crétacé inférieur au Tertiaire : la séparation de l'Inde et de Madagascar ........................................................................................26

Tectonique phase IV, du Tertiaire Inferieur à nos jours : rifting de l’Afrique de l'Est ....................................................................................................27

IV.3.2. Bassin de Morondava...............................................................................27

Karoo ...................................................................................................27

Post-Karoo ...........................................................................................27

IV.3.3. Episode Karoo [3] .....................................................................................28

Sakoa ...................................................................................................28

Sakamena ............................................................................................29

Isalo .....................................................................................................29

IV.4. Travaux Anterieurs [4] .......................................................................................29

IV.4.1. Travaux géologiques [5] ...........................................................................31

Objectifs ...............................................................................................31

Stratigraphies .......................................................................................32

Cadre structurale ..................................................................................34

Résultats ..............................................................................................36

IV.4.2. Travaux géophysiques .............................................................................36

Objectifs ...............................................................................................37

Données géophysiques [6] [7] ..............................................................37

Résultats et conclusions .......................................................................38

IV.4.3. Travaux de forage ....................................................................................38

Puits Ambalabe (AB-1) [8] ....................................................................38

XXIII

Puits de Vohibasia (VBS-1) ..................................................................40

CHAPITRE. V: INTERPRETATION ET SYNTHESE DES RESULTATS ........................44

V.1. Interprétations sismiques [16] [17] .....................................................................44

V.1.1. Théorie ........................................................................................................44

Horizon ..................................................................................................44

Terminaison des surfaces sédimentaires ..............................................44

Les séquences stratigraphiques ............................................................46

V.1.2. Logiciels d’interprétation ..............................................................................47

V.1.3. Etape d’analyse des profils par logiciel ........................................................48

V.1.4. Application ...................................................................................................48

V.1.5. Conversion des profondeurs ........................................................................52

V.2. Caractérisation du système pétrolier et implantation des points de forage ........54

V.2.1. Analyse du système pétrolier .......................................................................54

Stratigraphie et structure .......................................................................54

Etude de réservoir et d’indices d’hydrocarbure ......................................54

Roche couverture ..................................................................................56

Roches-mères .......................................................................................56

Pièges ...................................................................................................57

V.2.2. Implantation des points de forage ................................................................58

V.2.3. Justification des points de forage .................................................................60

V.2.4. Prognosis des puits .....................................................................................60

Prognosis du puits A .............................................................................61

Prognosis du puits B .............................................................................63

V.2.5. Choix du puits à étudier ...............................................................................65

Partie III : LES PROGRAMMES TECHNIQUES DE REALISATION ...................................... 1

CHAPITRE. VI: PROGRAMME DE FORAGE ................................................................67

VI.1. Les sections typiques d’un puits ........................................................................67

VI.2. Les outils de forages .........................................................................................68

VI.2.1. Poids sur l’outil .........................................................................................70

VI.2.2. Vitesse de rotation ...................................................................................71

VI.3. Etablissement des diamètres ............................................................................71

VI.3.1. Jeu de cimentation ...................................................................................71

VI.3.2. Résistance du tubage...............................................................................72

VI.3.3. Jeu de passage ........................................................................................73

VI.4. Détermination de la cote des sabots de tubage .................................................74

VI.4.1. Pressions [9] ............................................................................................74

Pression des pores ...............................................................................74

Pression de fracturation ........................................................................75

VI.4.2. Profondeur d’arrêt de chaque section .......................................................77

XXIV

VI.5. Calcul matériel de boue pour chaque section ....................................................78

VI.5.1. Volume de boue nécessaire .....................................................................78

VI.5.2. Quantité d’eau ..........................................................................................79

VI.5.3. Quantité de bentonite ...............................................................................79

VI.5.4. Alourdissement et reste de boue à préparer .............................................79

Alourdissement ....................................................................................79

Reste de boue à préparer .....................................................................80

CHAPITRE. VII: TUBAGES ET CIMENTATIONS ..........................................................82

VII.1. Dimensionnement des tubages .....................................................................82

VII.1.1. Objectifs des tubages ...............................................................................82

VII.1.2. Théorie sur le dimensionnement aux sollicitations simples .......................83

Principe de dimensionnement .............................................................83

Application ...........................................................................................83

VII.1.3. Application au présent projet ....................................................................84

Calcul des caractéristiques de résistance des tubes ...........................84

Résultats des calculs ...........................................................................87

VII.2. Cimentation ...................................................................................................91

VII.2.1. Objectifs de la cimentation .......................................................................91

VII.2.2. Calcul matériel de la cimentation ..............................................................92

CHAPITRE. VIII: REGIMES DE FORAGE [10]...............................................................97

VIII.1. Train de sonde ..............................................................................................97

VIII.1.1. Calcul de masses-tige ..............................................................................98

Longueur de masse-tige .....................................................................98

Nombre de masse-tige .......................................................................98

VIII.1.2. Calcul des tiges de forage ........................................................................98

Longueur de tige de forage ................................................................98

Nombre de tige de forage ...................................................................98

VIII.1.3. Dépassement ...........................................................................................99

VIII.1.4. Résultat de calcul du train de sonde .........................................................99

VIII.2. Etude du régime hydraulique ....................................................................... 100

VIII.2.1. Débit minimal nécessaire ....................................................................... 101

VIII.2.2. Calcul des duses .................................................................................... 101

Calcul préliminaire ............................................................................ 101

Calcul définitif ................................................................................... 101

VIII.2.3. Perte de charge ...................................................................................... 101

Pertes de charge fixes ...................................................................... 101

Pertes de charge variables ............................................................... 102

Résultats des calculs ........................................................................ 102

CHAPITRE. IX: APERCU ENVIRONNEMENTAL [11] .................................................. 108

XXV

IX.1. Principaux problèmes environnementaux des projets de forage ...................... 108

IX.2. Identification et évaluation des principaux impacts sur l'environnement .......... 110

IX.3. Mesures d'atténuation des impacts probables ................................................. 114

CONCLUSION ................................................................................................................... 119

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES ............................................................................... 120

REFERENCES WEBOGRAPHIQUES ............................................................................... 121

ANNEXES .............................................................................................................................. I

TABLE DES MATIERES .................................................................................................... XXI

Auteur: RAINIJAONARY Johary Manantiana

Adresse: Lot IVK 160 A Ankadifotsy

Tél: 033 14 488 15

E-mail: [email protected]

Intitulé du mémoire:

« Détermination des points d’implantation des forages d’exploration pétrolière et dimensionnement des

tubages de puits dans le permis Sakaraha Nord »

Nombre de pages : 121

Nombre de figures : 53

Nombre de tableaux : 49

Les bassins sédimentaires de Madagascar, notamment le sud du Bassin de Morondava

possèdent des ressources considérables. Cette partie suscite encore beaucoup d’attention,

en plus des travaux qui ont déjà été réalisés auparavant. Les interprétations géologiques et

géophysiques surtout sismiques de la zone ont permis des modélisations du sous-sol par les

logiciels d’interprétation. Ce qui a permis de préciser deux propositions de points de forage

d’exploration. La réalisation de ceux-ci requiert des études de dimensionnement des tubages,

sachant les dépenses importantes.

Mots clés: Point optimal d’implantation, Forage d’exploration pétrolière, Permis Sakaraha

Nord, Dimensionnement des tubages.

The Madagascar sedimentary basins, particularly the Southern Morondava Basin possess

considerable resources. This part still retains a lot of attention, in addition to the previous works

that are already made. Geological and geophysical interpretations, especially seismics

compilation of the area enabled modelling of the subsurface with the help of interpretation

softwares. This helped locating two proposed points of exploration drilling. The realization of

these last one requires casing design studies, knowing the expensive exploratory spending.

Key words: Optimum point of drilling, Petroleum exploratory Drilling, North Sakaraha permit,

Casing Design.

Directeurs de mémoire: Monsieur RAFARALAHY

Monsieur RANDRIAMIARANTSOA Tolojanahary

mailto:[email protected]

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