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Apport de la modélisation à la compréhension de la genèse et de la migration des hydrocarbures dans le bassin de Qasbat–Tadla (Maroc central)
C. R. Acad. Sci. Paris, Sciences de la Terre et des planètes / Earth and Planetary Sciences 331 (2000) 399–404 © 2000 Académie des sciences / Éditions scientifiques et médicales Elsevier SAS. Tous droits réservés S1251805000014014/FLA
Géochimie / Geochemistry
Apport de la modélisation à la compréhension de la genèse et de la migration des hydrocarbures dans le bassin de Qasbat–Tadla (Maroc central) Hassan Er-Raiouia*, Habib Belayounib, Mohamed Bouabdellic a
Laboratoire de géochimie organique, faculté des sciences et techniques de Tanger, BP 416, Maroc Laboratoire de géochimie organique, département de géologie, faculté des sciences de Tunis, 1060 Belvédère,Tunisie c Laboratoire de géodynamique, UFR « Dynamique de la lithosphère. Structure et géoressources », faculté des sciences Semlalia–Marrakech, BP S.15, Maroc b
Reçu le 28 octobre 1999 ; accepté le 28 février 2000 Présenté par Bernard Tissot
Abstract – Contribution of modelling to the reconstitution of the oil history of the Qasbat–Tadla basin (Central Morocco). The simulation of the organic matter evolution of Silurian source rocks buried in the Qasbat Tadla basin using the Genex model permitted a knowledge of the petroleum history of the basin. The process allowed us to determine the main periods of formation and extrusion of hydrocarbons. Compared with the age of existing traps (Visean), the generation and the extrusion of hydrocarbons that spread from Tournaisian to the Jurassic emphasises the interest of the basin as an oil objective thereby encouraging the resumption of exploration. © 2000 Académie des sciences / Éditions scientifiques et médicales Elsevier SAS simulation / Genex model / organic matter generation / extrusion / hydrocarbons
Résumé – La simulation par le modèle Genex de l’évolution de la matière organique des roches mères de pétrole d’âge Silurien inférieur, enfouies au niveau du bassin de Qasbat– Tadla, a permis de mettre l’accent sur l’histoire pétrolière du bassin, en déterminant les principales périodes de formation et d’expulsion des hydrocarbures. Comparées à l’âge de formation de la plupart des pièges existants (Viséen), la génération et l’expulsion des hydrocarbures qui s’étalent du Tournaisien au Jurassique mettent en relief l’intérêt du bassin en tant qu’objectif pétrolier et incite à la reprise de l’exploration. © 2000 Académie des sciences / Éditions scientifiques et médicales Elsevier SAS simulation / modèle Genex / matière organique / génération / expulsion / hydrocarbures
Abridged version Identification of important petroleum source rocks in the Qasbat Tadla basin, being mature and sometimes over mature, led to a modelisation which searched to reconstitute the oil history of the basin. The presence of seismic anomalies (traps), corresponding to the oil objectives, which are characterised by the juxtaposition of reservoirs and source rocks, constitutes another factor which made basin modelling an attractive proposition. This modelling is based on a simulation of the
organic matter evolution during its burial, which is governed by the chemical mechanisms of depolymerisation [1, 9–11]. The burial simulation integrates the main geological and geochemical concepts (history of burial, thermal history, kinetics of organic matter and the concept of hydrocarbon extrusion). The reconstitution of the basin thermal burial history consists in determining the magnitude of the geothermal gradient, which takes into account the evolution of Lower Silurian source rocks and all thermal phenomena which took place in the basin during the geological period. This flux can be
* Correspondance et tirés à part : [email protected]
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H. Er-Raioui et al. / C. R. Acad. Sci. Paris, Sciences de la Terre et des planètes / Earth and Planetary Sciences 331 (2000) 399–404
simulated at the transformation rate of the organic matter (TR) that can be deduced from the evolution curve of the IH versus depth [7, 8]. The best fit between the calculated curve and the observed one is evaluated as the average of geothermal flux to 67 mW·m–2. The geodynamic evolution of the gutter syncline, the uplifted anticline and the gutter ‘piggy back’, representing the three compartments of the basin (figure 1), can be simulated to reflect the burial curve of source rocks penetrated by KAT2, KAT1 and BJ104 wells respectively (figure 2). Until the Upper Devonian, the geological history is unique for all sectors. The reconstitution of the basin architecture from the seismic profiles and lateral thickness correlation shows a structuration marked by the existence of tilted blocs resulting from a strike slip fault during a distensive regime [6]. At the end of Devonian, the petroleum source rocks have been buried at more than 3 000 m, which allowed them to reach the lower limit of the corresponding oil window zone. The source rocks are in the oil production zone but the period of time is not enough to cause maturation. During the Upper Visean (beginning of Hercynian orogenesis), each sector has its own geodynamic history which had a consequence on the thermal evaluation of organic matter. In the central sector (uplifted anticline) at the end of the Triassic, the source rocks are at 2 800 m depth and are completely in the oil production zone until the Jurassic. In the western sector (gutter synclinal) during the Upper Visean, there is an abrupt burial, because of tectono-sedimentary subsistence [6], that takes petroleum source rocks to a depth of 6 000 m. So, the petroleum source rocks are in the oil window, until the
Permian when they could pass the lower limit of the gas zone. The oils formed were not expelled and have been cracked to yield gas. After the uplift at the end of the Triassic, during the Eocene, the source rocks are again in the gas zone. At the eastern sector (Gutter piggy-back), during the Upper Triassic, source rocks are brought to a depth of 4 000 m, corresponding to the oil and gas production zone. Although extending up to 500 m, because of the intense constraints of the gutter, the source rocks stay in this zone. As a consequence of this geodynamic evolution, the Lower Silurian source rocks penetrated the oil windows during the Tournaisian. The generation of hydrocarbons occurs in two phases. The first phase generalised for all the basin, corresponds to the Tournaisian–Visean period. The generation continues until the Upper Visean and Namurian in the gutter piggy-back and gutter syncline respectively. The second phase corresponds to the uplifted anticline and lasts from the Permian until the end of the Jurassic. The extrusion of hydrocarbons also takes place in two phases. The first phase generalised for all the basin corresponding to the period of the Tournaisian to the Upper Visean. The second phase is specific to the central sector which continues to expel during the Permian–Jurassic period. The quantities calculated by volumetric methods are considerable (figure 3) (until 7.15 MS t·km–2) and testify to the existence of a good petroleum source in the basin. Their mature character produced the considerable quantities of hydrocarbons of which a great part (up to 50 %) migrated towards the potential traps. These traps formed in the Upper Visean. They constitute the main objectives of exploration in the region.
1. Introduction
nalisation [1, 9–11], en vue de définir les principales périodes de formation et d’expulsion des hydrocarbures. La modélisation s’appuie sur l’utilisation des modèles géologiques par simulation numérique, en intégrant les principaux concepts géologiques et géochimiques (histoire thermique et d’enfouissement, cinétique des roches mères et concept d’expulsion).
L’identification dans le bassin de Qasbat–Tadla de bonnes roches mères de pétrole à fort potentiel pétrolier et matures [2, 4–6] incite à une modélisation visant à la reconstitution de l’histoire pétrolière du bassin. En effet, l’intérêt du bassin réside dans les forts potentiels pétroliers relevés dans les séries du Silurien inférieur enfouies au niveau des trois secteurs (gouttière synclinale, anticlinal d’amortissement et gouttière piggy back) constituant le bassin orogénique d’avant–pays (figure 1), situé au sud-est du Massif hercynien central, ainsi que dans la présence de plusieurs indices d’huiles et de gaz et d’anomalies sismiques correspondant à des objectifs pétroliers ayant, en majorité, pris naissance du Viséen supérieur au Turonien [6]. La modélisation, utilisant le modèle Genex et visant à la compréhension de la génération et de la migration des hydrocarbures, se fait par une simulation de l’évolution de la matière organique lors de son enfouissement, qui est régie par des mécanismes chimiques de dépolymérisation et de défonction-
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2. Reconstitution de l’histoire d’enfouissement des roches mères du Silurien inférieur L’évolution géodynamique des gouttières synclinale et piggy back et de l’anticlinal d’amortissement représentant les trois compartiments du bassin peut être simulée à partir des courbes des paléo-enfouissements des roches mères respectivement enfouies au niveau des sondages KAT-2, KAT-1 et BJ-104 (figure 2). Cela nécessite la reconstitution de l’histoire thermique du bassin, qui consiste à déterminer le flux géothermique qui rend
H. Er-Raioui et al. / C. R. Acad. Sci. Paris, Sciences de la Terre et des planètes / Earth and Planetary Sciences 331 (2000) 399–404
Figure 1. Section sismique type du bassin de Qasbat–Tadla. Figure 1. Typical seismic section of the Qasbat–Tadla basin.
Figure 2. Courbes des paléo-enfouissements des niveaux roches mères d’âge Silurien inférieur au niveau des sondages KAT2 (a), KAT1 (b) et BJ104 (c). Figure 2. Paleo-burial curve of Silurian sources rock penetrated by KAT2 (a), KAT1 (b) and BJ104 (c) wells.
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compte de l’évolution des roches mères de pétrole en prenant en considération les phénomènes thermiques qu’a connus le bassin par le passé [2, 3, 5, 6]. Au niveau du bassin, ce flux est estimé en se calant sur le taux de transformation de la m.o. (TR), déduit de la courbe d’évolution des IH en fonction de la profondeur [7, 8]. L’ajustement entre la courbe des valeurs calculées et celles observées permet de déterminer un flux géothermique de 67 mW·m–2. Jusqu’au Dévonien supérieur, l’histoire est unique pour tous les secteurs. Le bassin se trouve sous l’effet des mouvements transtensifs, responsables du basculement des blocs [6]. À la fin du Dévonien, les roches mères de pétrole ont été portées au-delà de 3 000 m de profondeur, ce qui leur permet de franchir la limite inférieure de la zone correspondant à la « fenêtre à huile », mais le séjour est trop bref pour pouvoir causer la maturation des roches mères
(figure 2). Au Viséen supérieur, chaque secteur s’individualise avec son histoire géodynamique, ce qui aura des conséquences sur l’évolution thermique de la matière organique. Au niveau de l’anticlinal d’amortissement, à la fin du Trias, les roches mères se retrouvent à 2 800 m de profondeur, dans la zone de production des huiles (figure 2b). Au début du Jurassique, le secteur est émergé. Au cours de la période Crétacé–Éocène, il y a eu un ré-enfouissement, dont le maximum se produit à l’Éocène terminal. À partir du Miocène supérieur, les roches mères de pétrole sont à leur place actuelle. Dans le synclinal d’avant-pays, au Viséen supérieur, il y a eu un enfouissement brutal, qui amène les roches mères jusqu’à 6 000 m de profondeur, dans la fenêtre à huile (figure 2a), en réponse à la subsidence tectonosédimentaire, conséquence de l’affaissement de la lithosphère [2, 3, 5, 6].
Figure 3. Variation des quantités cumulées des hydrocarbures générés : KAT2 (a), KAT1 (b) et BJ104 (c). Figure 3. Variation of quantities of generated hydrocarbons: KAT2 (a), KAT1 (b) and BJ104 (c).
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Au Permien, elles franchiront la limite inférieure de la zone à gaz. Au Jurassique, le secteur se trouve émergé. Au cours de la période Crétacé–Éocène, l’enfouissement reprend et le maximum se produit à l’Éocène terminal. Les roches mères de pétrole sont de nouveau dans la zone à gaz. Au Miocène supérieur, les roches en question remontent de nouveau jusqu’au 2 800 m, et y resteront jusqu’à l’Actuel. Au niveau de la gouttière piggyback, au Trias supérieur, les roches mères sont entraînées à une profondeur importante de 4 000 m et se trouvent alors dans la zone de production d’huile et de gaz (figure 2c). Au Jurassique, les roches mères remontent jusqu’à 500 m de profondeur, mais demeurent toujours dans la zone de production de gaz. La ré-enfouissement se produit au cours de la période Crétacé–Éocène. Les roches sont à 1 600 m de profondeur jusqu’au Miocène supérieur (figure 2c).
3. Principales périodes de génération et d’expulsion des hydrocarbures De manière générale, la production d’huile commence dès le Tournaisien. Dans la gouttière synclinale, la production d’huile et de gaz débute au Permien. La génération des hydrocarbures liquides atteint rapidement son maximum au Namurien et laisse la place à celle des gaz humides et secs, en réponse à la subsidence tectonique et gravitaire. Les hydrocarbures sont expulsés, surtout, sous forme de gaz sec pendant le Trias supérieur–Jurassique terminal (figures 3a et 4). Dans l’anticlinal d’amortissement, la génération s’arrête après un bref séjour dans la fenêtre à huile, reprend au Permien terminal et atteint son maximum au Trias supérieur. L’expulsion des hydrocarbures s’étale du Tournaisien jusqu’au Lias inférieur. L’expulsion se fait
sous forme d’huile, composée en sa totalité par la fraction à nombre de carbone supérieur à 15 (C15+) (plus de 90 %) (figure 3b). Dans la gouttière piggy back, au maximum des contraintes, les roches mères de pétrole sont dans la zone à gaz dès le Viséen supérieur, mais la génération proprement dite ne se produit qu’au Tournaisien. L’expulsion des hydrocarbures, en majorité sous forme de composés à C15+ (60 %) et à C6–C15 (25 %), s’effectue en deux phases, du Tournaisien jusqu’au Viséen supérieur et du Trias supérieur jusqu’à la fin du Jurassique (figures 3c et 5).
4. Estimation volumétrique des hydrocarbures générés et migrés Les hydrocarbures générés par les roches mères de pétrole enfouies au niveau des trois sondages KAT-2, KAT-1 et BJ-104 sont estimés, selon les méthodes d’Espitalié et al. [7] et de Pelet [8], à 1,05, 7,15 et 1,15 Mt·km–2 respectivement. La quantité totale des hydrocarbures migrés peut atteindre, dans certains cas, 50 % des quantités générées. Les quantités estimées dans les différents sondages KAT-2, KAT-1 et BJ-104 sont de 0,25, 3,5 et 0,50 Mt·km–2 respectivement (figure 3).
5. Conclusion En conclusion, l’histoire de la génération des hydrocarbures dans le bassin du Qasbat–Tadla se résume en deux phases. Une première, généralisée pour tout le bassin, correspond à la période Tournaisien–Viséen. Au niveau des deux gouttières, la génération se poursuit jusqu’au Namurien. Au niveau de la gouttière synclinale, les huiles produites, n’ayant pas eu le temps d’être
Figure 4. Différentes périodes d’expulsion des hydrocarbures et quantités expulsées dans le sondage KAT2. Figure 4. Different periods of extrusion of hydrocarbons and expulsed quantities of the KAT2 well.
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Figure 5. Différentes périodes d’expulsion des hydrocarbures et quantités expulsées dans le sondage BJ104. Figure 5. Different periods of extrusion of hydrocarbons and expulsed quantities of the BJ104 well.
expulsées, seront reprises par un craquage secondaire pour générer des gaz. En effet, les hydrocarbures migrés correspondent à des gaz humides, mais surtout à des gaz secs (figure 4). Une deuxième phase, propre à l’anticlinal d’amortissement, s’étale du Permien jusqu’à la fin du Jurassique. L’expulsion des hydrocarbures s’effectue généralement en deux phases aussi. Une première, généralisée pour tout le bassin, correspond à la période du Tournaisien au Viséen supérieur ; une seconde phase, propre au secteur central, qui continue à expulser pendant la période Permien–Jurassique, et au secteur oriental, qui a connu une deuxième phase d’expulsion s’étalant du Trias au Jurassique. Les hydrocarbures, une fois formés, sont aussitôt expulsés hors des roches mères. Ceci témoigne de l’importance de la géodynamique dans l’histoire pétrolière du bassin. Les quantités estimées sont notables et témoignent de l’existence dans le bassin de bonnes roches mères de pétrole, de caractère mature ayant produit de grandes quantités d’hydrocarbures, dont la plus grande partie a migré vers les structures pièges potentielles. La plupart de ces pièges ont pris naissance au Viséen supérieur, ce qui met en relief l’intérêt du bassin en tant qu’objectif pétrolier et incite alors à reprendre l’exploration.
Références [1] Brunau R.L., Burnham A.K., Analysis of chemical reaction kinetics using a distribution of activation energies and simpler models, Energy Fuels 1 (1987) 153–161.
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[2] Er-Raioui H., Intérêt pétrolier du bassin de Qasbat-Tadla : géodynamique et évolution thermique de la matière organique, thèse, université de Tunis (1993) 160. [3] Er-Raioui H., Belayouni H., Données préliminaires sur la structuration du bassin de Qasbat–Tadla au Paléozoïque (résumé), in : 10e Colloque des bassins sédimentaires marocains, Rabat, 1992. [4] Er-Raioui H., Belayouni H., Résultats géochimiques de la matière organique des séries paléozoïques du bassin de Qasbat–Tadla, Maroc (résumé), in : 10e Colloque des bassins sédimentaires marocains, Rabat, 1992. [5] Er-Raioui H., Belayouni H., Influence de la géodynamique sur l’évolution thermique de la matière organique, IAS, in : 14th regional meeting of sedimentology, Marrakech, 1993. [6] Er-Raioui H., Belayouni H., Bouabdelli M., Chellai H., Exploration pétrolière dans le bassin de Qasbat–Tadla, The second seminar on petroleum exploration in Morocco, Rabat, 1998. [7] Espitalié J., Ungerer P., Irwin I., Marquis F., Primary cracking of kerogens. Experimenting and modelling C1, C2–C5, C6–C15 and C15+ classes of hydrocarbons formed, Org. Geochem. 13 (1985) 893–899. [8] Pelet R., Évaluation quantitative des produits formés lors de l’évolution géochimique de la matière organique, Rev. IFP 40 (5) (1985) 551–562. [9] Tissot B., Premières données sur les mécanismes et la cinétique de la formation du pétrole dans les sédiments. Simulation d’un schéma réactionnel sur ordinateur, Rev. IFP 24 (1969) 470–501. [10] Tissot B., Espitalié J., L’évolution de la matière organique des sédiments : application d’une simulation mathématique, Rev. IFP 30 (1975) 743–777. [11] Van Krevelen D.W., Coal, Elsevier, Amsterdam, 1961.
Géochimie / Geochemistry
Apport de la modélisation à la compréhension de la genèse et de la migration des hydrocarbures dans le bassin de Qasbat–Tadla (Maroc central) Hassan Er-Raiouia*, Habib Belayounib, Mohamed Bouabdellic a
Laboratoire de géochimie organique, faculté des sciences et techniques de Tanger, BP 416, Maroc Laboratoire de géochimie organique, département de géologie, faculté des sciences de Tunis, 1060 Belvédère,Tunisie c Laboratoire de géodynamique, UFR « Dynamique de la lithosphère. Structure et géoressources », faculté des sciences Semlalia–Marrakech, BP S.15, Maroc b
Reçu le 28 octobre 1999 ; accepté le 28 février 2000 Présenté par Bernard Tissot
Abstract – Contribution of modelling to the reconstitution of the oil history of the Qasbat–Tadla basin (Central Morocco). The simulation of the organic matter evolution of Silurian source rocks buried in the Qasbat Tadla basin using the Genex model permitted a knowledge of the petroleum history of the basin. The process allowed us to determine the main periods of formation and extrusion of hydrocarbons. Compared with the age of existing traps (Visean), the generation and the extrusion of hydrocarbons that spread from Tournaisian to the Jurassic emphasises the interest of the basin as an oil objective thereby encouraging the resumption of exploration. © 2000 Académie des sciences / Éditions scientifiques et médicales Elsevier SAS simulation / Genex model / organic matter generation / extrusion / hydrocarbons
Résumé – La simulation par le modèle Genex de l’évolution de la matière organique des roches mères de pétrole d’âge Silurien inférieur, enfouies au niveau du bassin de Qasbat– Tadla, a permis de mettre l’accent sur l’histoire pétrolière du bassin, en déterminant les principales périodes de formation et d’expulsion des hydrocarbures. Comparées à l’âge de formation de la plupart des pièges existants (Viséen), la génération et l’expulsion des hydrocarbures qui s’étalent du Tournaisien au Jurassique mettent en relief l’intérêt du bassin en tant qu’objectif pétrolier et incite à la reprise de l’exploration. © 2000 Académie des sciences / Éditions scientifiques et médicales Elsevier SAS simulation / modèle Genex / matière organique / génération / expulsion / hydrocarbures
Abridged version Identification of important petroleum source rocks in the Qasbat Tadla basin, being mature and sometimes over mature, led to a modelisation which searched to reconstitute the oil history of the basin. The presence of seismic anomalies (traps), corresponding to the oil objectives, which are characterised by the juxtaposition of reservoirs and source rocks, constitutes another factor which made basin modelling an attractive proposition. This modelling is based on a simulation of the
organic matter evolution during its burial, which is governed by the chemical mechanisms of depolymerisation [1, 9–11]. The burial simulation integrates the main geological and geochemical concepts (history of burial, thermal history, kinetics of organic matter and the concept of hydrocarbon extrusion). The reconstitution of the basin thermal burial history consists in determining the magnitude of the geothermal gradient, which takes into account the evolution of Lower Silurian source rocks and all thermal phenomena which took place in the basin during the geological period. This flux can be
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simulated at the transformation rate of the organic matter (TR) that can be deduced from the evolution curve of the IH versus depth [7, 8]. The best fit between the calculated curve and the observed one is evaluated as the average of geothermal flux to 67 mW·m–2. The geodynamic evolution of the gutter syncline, the uplifted anticline and the gutter ‘piggy back’, representing the three compartments of the basin (figure 1), can be simulated to reflect the burial curve of source rocks penetrated by KAT2, KAT1 and BJ104 wells respectively (figure 2). Until the Upper Devonian, the geological history is unique for all sectors. The reconstitution of the basin architecture from the seismic profiles and lateral thickness correlation shows a structuration marked by the existence of tilted blocs resulting from a strike slip fault during a distensive regime [6]. At the end of Devonian, the petroleum source rocks have been buried at more than 3 000 m, which allowed them to reach the lower limit of the corresponding oil window zone. The source rocks are in the oil production zone but the period of time is not enough to cause maturation. During the Upper Visean (beginning of Hercynian orogenesis), each sector has its own geodynamic history which had a consequence on the thermal evaluation of organic matter. In the central sector (uplifted anticline) at the end of the Triassic, the source rocks are at 2 800 m depth and are completely in the oil production zone until the Jurassic. In the western sector (gutter synclinal) during the Upper Visean, there is an abrupt burial, because of tectono-sedimentary subsistence [6], that takes petroleum source rocks to a depth of 6 000 m. So, the petroleum source rocks are in the oil window, until the
Permian when they could pass the lower limit of the gas zone. The oils formed were not expelled and have been cracked to yield gas. After the uplift at the end of the Triassic, during the Eocene, the source rocks are again in the gas zone. At the eastern sector (Gutter piggy-back), during the Upper Triassic, source rocks are brought to a depth of 4 000 m, corresponding to the oil and gas production zone. Although extending up to 500 m, because of the intense constraints of the gutter, the source rocks stay in this zone. As a consequence of this geodynamic evolution, the Lower Silurian source rocks penetrated the oil windows during the Tournaisian. The generation of hydrocarbons occurs in two phases. The first phase generalised for all the basin, corresponds to the Tournaisian–Visean period. The generation continues until the Upper Visean and Namurian in the gutter piggy-back and gutter syncline respectively. The second phase corresponds to the uplifted anticline and lasts from the Permian until the end of the Jurassic. The extrusion of hydrocarbons also takes place in two phases. The first phase generalised for all the basin corresponding to the period of the Tournaisian to the Upper Visean. The second phase is specific to the central sector which continues to expel during the Permian–Jurassic period. The quantities calculated by volumetric methods are considerable (figure 3) (until 7.15 MS t·km–2) and testify to the existence of a good petroleum source in the basin. Their mature character produced the considerable quantities of hydrocarbons of which a great part (up to 50 %) migrated towards the potential traps. These traps formed in the Upper Visean. They constitute the main objectives of exploration in the region.
1. Introduction
nalisation [1, 9–11], en vue de définir les principales périodes de formation et d’expulsion des hydrocarbures. La modélisation s’appuie sur l’utilisation des modèles géologiques par simulation numérique, en intégrant les principaux concepts géologiques et géochimiques (histoire thermique et d’enfouissement, cinétique des roches mères et concept d’expulsion).
L’identification dans le bassin de Qasbat–Tadla de bonnes roches mères de pétrole à fort potentiel pétrolier et matures [2, 4–6] incite à une modélisation visant à la reconstitution de l’histoire pétrolière du bassin. En effet, l’intérêt du bassin réside dans les forts potentiels pétroliers relevés dans les séries du Silurien inférieur enfouies au niveau des trois secteurs (gouttière synclinale, anticlinal d’amortissement et gouttière piggy back) constituant le bassin orogénique d’avant–pays (figure 1), situé au sud-est du Massif hercynien central, ainsi que dans la présence de plusieurs indices d’huiles et de gaz et d’anomalies sismiques correspondant à des objectifs pétroliers ayant, en majorité, pris naissance du Viséen supérieur au Turonien [6]. La modélisation, utilisant le modèle Genex et visant à la compréhension de la génération et de la migration des hydrocarbures, se fait par une simulation de l’évolution de la matière organique lors de son enfouissement, qui est régie par des mécanismes chimiques de dépolymérisation et de défonction-
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2. Reconstitution de l’histoire d’enfouissement des roches mères du Silurien inférieur L’évolution géodynamique des gouttières synclinale et piggy back et de l’anticlinal d’amortissement représentant les trois compartiments du bassin peut être simulée à partir des courbes des paléo-enfouissements des roches mères respectivement enfouies au niveau des sondages KAT-2, KAT-1 et BJ-104 (figure 2). Cela nécessite la reconstitution de l’histoire thermique du bassin, qui consiste à déterminer le flux géothermique qui rend
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Figure 1. Section sismique type du bassin de Qasbat–Tadla. Figure 1. Typical seismic section of the Qasbat–Tadla basin.
Figure 2. Courbes des paléo-enfouissements des niveaux roches mères d’âge Silurien inférieur au niveau des sondages KAT2 (a), KAT1 (b) et BJ104 (c). Figure 2. Paleo-burial curve of Silurian sources rock penetrated by KAT2 (a), KAT1 (b) and BJ104 (c) wells.
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compte de l’évolution des roches mères de pétrole en prenant en considération les phénomènes thermiques qu’a connus le bassin par le passé [2, 3, 5, 6]. Au niveau du bassin, ce flux est estimé en se calant sur le taux de transformation de la m.o. (TR), déduit de la courbe d’évolution des IH en fonction de la profondeur [7, 8]. L’ajustement entre la courbe des valeurs calculées et celles observées permet de déterminer un flux géothermique de 67 mW·m–2. Jusqu’au Dévonien supérieur, l’histoire est unique pour tous les secteurs. Le bassin se trouve sous l’effet des mouvements transtensifs, responsables du basculement des blocs [6]. À la fin du Dévonien, les roches mères de pétrole ont été portées au-delà de 3 000 m de profondeur, ce qui leur permet de franchir la limite inférieure de la zone correspondant à la « fenêtre à huile », mais le séjour est trop bref pour pouvoir causer la maturation des roches mères
(figure 2). Au Viséen supérieur, chaque secteur s’individualise avec son histoire géodynamique, ce qui aura des conséquences sur l’évolution thermique de la matière organique. Au niveau de l’anticlinal d’amortissement, à la fin du Trias, les roches mères se retrouvent à 2 800 m de profondeur, dans la zone de production des huiles (figure 2b). Au début du Jurassique, le secteur est émergé. Au cours de la période Crétacé–Éocène, il y a eu un ré-enfouissement, dont le maximum se produit à l’Éocène terminal. À partir du Miocène supérieur, les roches mères de pétrole sont à leur place actuelle. Dans le synclinal d’avant-pays, au Viséen supérieur, il y a eu un enfouissement brutal, qui amène les roches mères jusqu’à 6 000 m de profondeur, dans la fenêtre à huile (figure 2a), en réponse à la subsidence tectonosédimentaire, conséquence de l’affaissement de la lithosphère [2, 3, 5, 6].
Figure 3. Variation des quantités cumulées des hydrocarbures générés : KAT2 (a), KAT1 (b) et BJ104 (c). Figure 3. Variation of quantities of generated hydrocarbons: KAT2 (a), KAT1 (b) and BJ104 (c).
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Au Permien, elles franchiront la limite inférieure de la zone à gaz. Au Jurassique, le secteur se trouve émergé. Au cours de la période Crétacé–Éocène, l’enfouissement reprend et le maximum se produit à l’Éocène terminal. Les roches mères de pétrole sont de nouveau dans la zone à gaz. Au Miocène supérieur, les roches en question remontent de nouveau jusqu’au 2 800 m, et y resteront jusqu’à l’Actuel. Au niveau de la gouttière piggyback, au Trias supérieur, les roches mères sont entraînées à une profondeur importante de 4 000 m et se trouvent alors dans la zone de production d’huile et de gaz (figure 2c). Au Jurassique, les roches mères remontent jusqu’à 500 m de profondeur, mais demeurent toujours dans la zone de production de gaz. La ré-enfouissement se produit au cours de la période Crétacé–Éocène. Les roches sont à 1 600 m de profondeur jusqu’au Miocène supérieur (figure 2c).
3. Principales périodes de génération et d’expulsion des hydrocarbures De manière générale, la production d’huile commence dès le Tournaisien. Dans la gouttière synclinale, la production d’huile et de gaz débute au Permien. La génération des hydrocarbures liquides atteint rapidement son maximum au Namurien et laisse la place à celle des gaz humides et secs, en réponse à la subsidence tectonique et gravitaire. Les hydrocarbures sont expulsés, surtout, sous forme de gaz sec pendant le Trias supérieur–Jurassique terminal (figures 3a et 4). Dans l’anticlinal d’amortissement, la génération s’arrête après un bref séjour dans la fenêtre à huile, reprend au Permien terminal et atteint son maximum au Trias supérieur. L’expulsion des hydrocarbures s’étale du Tournaisien jusqu’au Lias inférieur. L’expulsion se fait
sous forme d’huile, composée en sa totalité par la fraction à nombre de carbone supérieur à 15 (C15+) (plus de 90 %) (figure 3b). Dans la gouttière piggy back, au maximum des contraintes, les roches mères de pétrole sont dans la zone à gaz dès le Viséen supérieur, mais la génération proprement dite ne se produit qu’au Tournaisien. L’expulsion des hydrocarbures, en majorité sous forme de composés à C15+ (60 %) et à C6–C15 (25 %), s’effectue en deux phases, du Tournaisien jusqu’au Viséen supérieur et du Trias supérieur jusqu’à la fin du Jurassique (figures 3c et 5).
4. Estimation volumétrique des hydrocarbures générés et migrés Les hydrocarbures générés par les roches mères de pétrole enfouies au niveau des trois sondages KAT-2, KAT-1 et BJ-104 sont estimés, selon les méthodes d’Espitalié et al. [7] et de Pelet [8], à 1,05, 7,15 et 1,15 Mt·km–2 respectivement. La quantité totale des hydrocarbures migrés peut atteindre, dans certains cas, 50 % des quantités générées. Les quantités estimées dans les différents sondages KAT-2, KAT-1 et BJ-104 sont de 0,25, 3,5 et 0,50 Mt·km–2 respectivement (figure 3).
5. Conclusion En conclusion, l’histoire de la génération des hydrocarbures dans le bassin du Qasbat–Tadla se résume en deux phases. Une première, généralisée pour tout le bassin, correspond à la période Tournaisien–Viséen. Au niveau des deux gouttières, la génération se poursuit jusqu’au Namurien. Au niveau de la gouttière synclinale, les huiles produites, n’ayant pas eu le temps d’être
Figure 4. Différentes périodes d’expulsion des hydrocarbures et quantités expulsées dans le sondage KAT2. Figure 4. Different periods of extrusion of hydrocarbons and expulsed quantities of the KAT2 well.
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Figure 5. Différentes périodes d’expulsion des hydrocarbures et quantités expulsées dans le sondage BJ104. Figure 5. Different periods of extrusion of hydrocarbons and expulsed quantities of the BJ104 well.
expulsées, seront reprises par un craquage secondaire pour générer des gaz. En effet, les hydrocarbures migrés correspondent à des gaz humides, mais surtout à des gaz secs (figure 4). Une deuxième phase, propre à l’anticlinal d’amortissement, s’étale du Permien jusqu’à la fin du Jurassique. L’expulsion des hydrocarbures s’effectue généralement en deux phases aussi. Une première, généralisée pour tout le bassin, correspond à la période du Tournaisien au Viséen supérieur ; une seconde phase, propre au secteur central, qui continue à expulser pendant la période Permien–Jurassique, et au secteur oriental, qui a connu une deuxième phase d’expulsion s’étalant du Trias au Jurassique. Les hydrocarbures, une fois formés, sont aussitôt expulsés hors des roches mères. Ceci témoigne de l’importance de la géodynamique dans l’histoire pétrolière du bassin. Les quantités estimées sont notables et témoignent de l’existence dans le bassin de bonnes roches mères de pétrole, de caractère mature ayant produit de grandes quantités d’hydrocarbures, dont la plus grande partie a migré vers les structures pièges potentielles. La plupart de ces pièges ont pris naissance au Viséen supérieur, ce qui met en relief l’intérêt du bassin en tant qu’objectif pétrolier et incite alors à reprendre l’exploration.
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