Face à la diminution des réserves pétrolières dans le monde, chaque pays valorise leur réserve s’il en existe et Madagascar en fait partie car elle est située entre l’Océan Indien et le Canal de Mozambique, une zone supposée géologiquement favorable à l’existence de champs pétrolifères. Précisons que la Côte Ouest de Madagascar possède de larges bassins sédimentaires et qui s’étendent en profondeur, dans la mer vers le Canal de Mozambique. Aussi, plusieurs sociétés pétrolières internationales y mènent des travaux d’exploration depuis 1945 [1] à nos jours. Jusqu’en 1975, sur soixante-quinze (75) puits d’exploration réalisés, quinze (15) ont révélé des indices de pétrole ou de gaz. Un de ces puits se trouve au Nord-Est du Village d’Ankaramibe.
DEFINITION DE PETROLE
Le pétrole vient du mot petroleum, du mot grec petra qui signifie (roche) et du latin oleum . c‘est une (huile) composée d’ une roche liquide carbonée et minérale formée d’hydrocarbures plus ou moins léger dans des divers composés organiques qui sont piégées dans des formations géologiques particulières.
LA GENESE OU LA FORMATION DE PETROLE
Les gisements d’hydrocarbures
La décomposition des sédiments renfermant des matières organiques avec le dépôt en absence de l’oxygène (pas d’oxydations) sous l’action de température et de la pression qui donne, la naissance de pétrole sous le nom d’hydrocarbure.
La roche réservoir
Une roche capable d’accumuler de grandes quantités de pétroles est appelée une roche réservoir. Le pétrole et le gaz sont nés dans le bassin sédimentaire et circulent au sein de ces roches grâce à leur porosité.
Les pétroliers se donnent pour objectifs d’étudier la porosité et la perméabilité de ces roches. C’est la raison pour laquelle, la grande quantité de pétrole ou de gaz, dépend de la bonne porosité et de perméabilité d’une roche et la roche réservoir dépend de ces deux caractéristiques pétrophysiques. Si la roche est fracturée, ses qualités de réservoir sont améliorées. Les roches très bon réservoir sont, dans la plupart des cas, des grès ou des carbonates (calcaires et dolomies).
La roche couverture
C’est une roche imperméable au-dessus de la roche réservoir. Les roches couvertures sont souvent des argiles et parfois des couches de sels cristallisés qui sont des barrières imperméables, ou n’importe quelle roche suffisamment imperméable peuvent les remplacer, par exemple, les carbonates très compacts.
Les roches couvertures empêchent les hydrocarbures de traverser le réservoir et de remonter à la surface, sinon ils poursuivront leur ascension et le réservoir ne servira que de zone de transit.
LES ETAPES DE FORMATION
Ce sont :
La formation des dépôts des matières organiques au fond de la mer
Dans certains cas, les débris des êtres vivants coulent au fond des mers, milieux souvent calmes et peu oxygénés ; elles se mélangent à des matières minérales (particules d’argile, sables très fins…) pour former des boues sombres et puantes qui caractérisent l’action des bactéries anaérobies. Les animaux qui les produisent sont minuscules ou microscopiques. C’est principalement des planctons marins et des débris végétaux charriés par des grands fleuves jusqu’à l’embouchure pour contribuer à la formation de la roche mère.
Ces matières organiques mélangées à des sédiments minéraux s’accumulent peu à peu, pour produire plus tard des grandes quantités de pétrole ou de gaz. Il faut que la proportion des matières organiques soit suffisante (entre 1 à 2 %), pour constituer la roche mère de pétrole ; or ce niveau de pourcentage est exceptionnellement conditionné par une grande quantité de planctons et/ou de débris végétaux mais pas trop de matières minérales ; un climat chaud favorable au plancton ; le volume des sédiments minéraux, favorisé par la non proximité des montagnes.
La sédimentation et la décomposition de matière organique
Les sédiments qui s’accumulent au fond de la mer s’épaississent peu à peu. Ce phénomène de sédimentation est très lent, de quelques mètres à une centaine de mètres par million d’années. La roche mère s’enfonce peu à peu sous l’accumulation des sédiments qui continuent à se déposer. Leur poids provoque un affaissement progressif qui laisse place libre aux sédiments qui continuent ainsi de s’accumuler Ce phénomène (dit subsidence) caractérise les bassins sédimentaires.
L’affaissement progressif atteint plusieurs milliers de mètres, parfois plus de 8.000 m au centre du bassin. Or, le gradient thermique est de 3°C par 100m et de 25bars par 100m pour la pression.
La migration
Les hydrocarbures nouveau-nés sont des molécules de petite taille. Et ils prennent plus de place dans la roche mère que le kérogène originel. Ils vont donc être expulsés en permanence dans les roches qui entourent la roche mère. Le gaz et l’huile (autre nom donné au pétrole) étant plus légers que l’eau qui imprègne toutes les roches du sous-sol, commencent une lente ascension vers la surface, c’est la migration. S’ils le peuvent, ils glissent entre les particules minérales des roches pour monter verticalement. Leur vitesse de migration dépend de la capacité de chaque roche traversée, à laisser circuler les fluides. Cette capacité s’appelle la perméabilité. Si une roche imperméable les arrête, ils suivent une voie latérale le long de cette roche, toujours vers le haut, ou empruntent la voie des cassures dans la roche ou les failles. Les molécules de gaz, plus petites et plus mobiles, montent plus vite et se glissent mieux dans les roches peu perméables.
Une partie des hydrocarbures, surtout du gaz, se dissout dans l’eau qui imprègne les roches qu’ils traversent. D’autres restent collés aux grains des roches traversées. Ces hydrocarbures interrompent leur ascension : c’est ce qu’on appelle les pertes de migration, qui peuvent être très importantes, surtout si l’huile et le gaz empruntent la voie plus longue.
Si rien n’arrête les hydrocarbures avant la surface, les fractions les plus légères (gaz et liquides volatils) se dispersent dans l’atmosphère avant d’être détruites. Les plus lourdes s’oxydent ou sont dévorées par les bactéries. Seules persistent, quelque temps, les fractions extrêmes les plus lourdes, sous forme de bitume presque solides enfouis à quelques mètres ou dizaines de mètres sous la surface du sol.
Piège ou réservoir
Lorsque le pétrole monte (cause par leur densité faible), il s’arrête en présence de couche qu’il ne peut pas traverser. Donc il s’accumule dans cette région, c’est le piège à hydrocarbures. Le piège est un volume fermé, créé par déformations des couches rocheuses ou se glisse les hydrocarbures vers des espaces ou ils peuvent continuer leurs remontés vers le point de fuite. Plus son point de fuite est bas par rapport à son sommet, plus le piège est vaste. Comme précédent, il permet l’accumuler une quantité d’hydrocarbures exploitable. Parallèlement à la capacité d’accumulation du réservoir et à l’imperméabilité de la couverture, de l’importance du volume fermé ou piège dépend de la formation d’un gisement de pétrole ou de gaz et la rentabilité de l’exploitation de ces hydrocarbures.
Un piège rempli d’hydrocarbures peut, suivant les cas, contenir du pétrole seulement, du gaz seulement ou les deux à la fois.
Les différents types des pièges sont :
• la piège par anticlinale
• le piège contre dôme de sel
• piège contre faille…
On a vu que le pétrole est une roche sédimentaire qui forme à partit des dépôts des matières organiques dans le bassin sédimentaire sous l’action de plusieurs conditions physique et chimique.
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Table des matières
INTRODUCTION
CHAPITRE I : NOTION SUR LA FORMATION DU PETROLE
1.1. Définition de pétrole
1.2. La genèse ou formation de pétrole
1.3. Les étapes de formations
CHAPITRE II : CONTEXTE GENERAL DE LA ZONE D’ETUDE ET TRAVAUX ANTERIEURS
2.1. Présentation de la zone d’étude
2.2. Situation géographique
2.3. Milieux humain et socio-économique
2.4. Climat
2.5. Hydrologie
2.6. Sols et végétation
2.7. Cadre géologique
2.8. Travaux antérieurs
CHAPITRE III : THEORIE DU MAGNETISME
3.1. Le champ magnétique terrestre
3.2. Les propriétés magnétiques d’un corps
3.3. Les propriétés magnétiques d’une roche
3.4. Anomalie magnétique
3.5. Application de la méthode magnétique
CHAPITRE IV : ACQUISITION ET TRAITEMENT DES DONNEES EN PROSPECTION MAGNETIQUE
4.1. Acquisition des données magnétiques
4.2. Les corrections des données
4.3. Traitement des données
4.4. Avantages et inconvénients de la méthode magnétique
CHAPITRE V : ANALYSE ET INTERPRETATION DES RESULTATS
5.1. Champ magnétique totale
5.2. Réduction au pole
5.3. Gradient vertical
5.4. Signale analytique
5.5. Prolongement vers le haut
5.6. Déconvolution d’Euler
CONCLUSION
ANNEXES
