L’existence d’accumulation de pétrole dans un bassin sédimentaire dépend en premier lieu de
l’existence de roches riches en matière organique susceptible de générer du pétrole en quantité
importante, cette accumulation résulte d’un enchaînement de plusieurs phénomènes que l’on peut
citer comme suit :
• Dépôt d’une roche riche en matière organique à granulométrie fine et qui présente de bonnes
conditions de préservation.
• Transformation partielle de la matière organique en pétrole et en gaz.
• L’expulsion des hydrocarbures de la roche mère, les hydrocarbures peuvent migrer jusqu’à
des réservoirs ou ils peuvent se piéger dans des pièges constitués d’une roche perméable (roche
réservoir)et ils sont arrêter par une barrière (roche couverture).
– Roche mère :
Elle est définit comme étant une roche a texture fine d’origine marine, déposée en milieu réducteur renferment une certaine proportion en matière organique, elle est peu perméable, elle le plus souvent formées par les argiles, marnes brunes à noirs. Dans le bassin d’Illizi les roche mères cambroordoviciennes essentielles sont les argiles microconglomératiques et les argiles de la zone des alternances représentées par des argiles de couleur gris foncé à noire riche en matière organique.
– Roche magasin ou Roche réservoir :
On sous-entend par roche réservoir toute roche présentant de bonnes qualités pétrophysiques, (porosité, perméabilité) qui favorise l’accumulation des hydrocarbures. Les principales roches réservoirs du domaine étudié sont les grès de la dalle de Mekrata les Quartzites de Hamra.
– Roche couverture :
Toute roche imperméable surmonte un horizon poreux est susceptible de former une couverture pour les hydrocarbures dont le rôle serait l’empêchement de la dispersion des hydrocarbures, cette roche peut être de nature argileuse ou des marnes. Dans le Cambro-ordovicien du bassin d’Illizi la couverture est assurée par les argiles siluriennes et les argiles d’El Gassi et ceux de la zone des alternances.
Les propriétés pétrophysiques :
L’étude des propriétés pétrophysiques des roches gréseuses constitue un important objectif dans l’exploration et la production pétrolière du réservoir. En effet pour comprendre et prévoir les qualités de la production d’un réservoir, il est nécessaire de connaître les propriétés pétrophysiques (porosité et perméabilité), de repérer les discontinuités naturelles, et d’identifier les processus géologiques qui favorisent leur amélioration. Afin de les incorporer correctement dans des modèles de simulation diagénétique. La porosité et la perméabilité qui sont deux caractéristiques fondamentales d’un réservoir pétrolier, dépendent de toute l’histoire géologique du bassin contenant le réservoir, milieux de dépôt, nature des sédiments, diagenèse, tectonique. etc. c’est pourquoi ces deux variables pétrophysique ne sont pas corrélables.
– La porosité :
Définition :
La porosité totale d’une roche se définit comme étant le pourcentage du volume des espaces vides (pores ou fissures) par rapport au volume total de la roche. En production pétrolière, on s’intéresse particulièrement à la porosité connectée, laquelle prend uniquement en compte les vides connectés entre eux et susceptible de contenir des fluides.
Le vide existant entre les grains et les différents ciments a permis de mettre en évidence quatre types de réseaux poreux :
– Intergranulaire.
– De dissolution.
fissurale Liste des photos :
• Photo n°01 : Grés quartzitique à Tigillites de grande taille.
• Photo n°02 :Grés quartzitique à stratifications obliques à la base qui évoluent en stratifications sub-horizontales.
• Photo n°03 :limite de paraséquence( surface de transgression d’ordre mineur) représentée par un banc d’argile de 10 cm de couleur gris foncé présentant des lentilles de silt (lenticular bedding) reposant sur un grés fin qui renferme des galets d’argile surmonté par un grés fin à Tigillites.
• Photo n°04 : Séquence avortée :silt à galets d’argile reposant en discordance légère( de ravinement) sur des quartzites.
• Photo n°05 : Séquence complète.
• Photo n°06 : Séquences avortées.
• Photo n°07 : Surface de transgression.
• Photo n°08 : Quartzites à Tigillites de grande taille.
• Photo n°09 : Structures sédimentaires(lenticular bedding + traces d’activité biologique.
• Photo n°10 : Intercalations d’argile renfermant des lentilles de silt avec des silts à galets d’argile avec une stratocroissance des bancs de silt.
• Photo n°11 : Banc d’argile silteuse à scolites de petite taille surmonté par un banc de silt à passées d’argile très riche en muscovite.
• Photo n°12 : Stratifications légèrement oblique’10° environ qui évoluent en stratifications sub-horizontales.
• Photo n°13 : Stylolithe observé dans un grés quartzitique très compact.
• Photo n°14 : Cristaux d’anhydrites entourés de grains de quartz.
• Photo n°15 : Fissure colmatée par de la calcite et quelques reste d’anhydrite.
• Photo n°16 : Anhydrite entourée de cristaux de dolomie secondaire.
• Photo n°17 : Inversion texturale de type 5 représentée par des grains de quartz bien arrondi(bimodaux) de grande taille et de petite taille mal classés.
• Photo n°18 :Terriers d’animaux fouisseurs.
• Photo n°19 : Inversion texturale de type 2 représentée par des grains de quartz bien arrondis de grande taille et de petite taille bien classés.
• Photo n°20 :Grés quartzitique à ciment siliceux.
• Photo n°21 :Grés quartzitique très fin à ciment silico-carbonaté.
• Photo n°22 :Grés quartzitique à oolithes.
• Photo n°23 :Fracture colmatée par l’argile.
• Photo n°24 : Galet d’argile dans un grés fin à moyen( Transgressive lag)
• Photo n°25 : Quartz corrodé par l’Illite.
• Photo n°26 : Illitisation de la muscovite.
• Photo n°27 : Contact suturé.
• Photo n°28 : Quartz d’origine métamorphique (stretched metamorphic).
• Photo n°29 : Pseudostylolithe.
• Photo n°30 : Quartz d’origine sédimentaire (Chert)
• Photo n°31 : Kaolinite.
– .
– microcristalline.
• Type de porosité :
– Intergranulaire :
Le plus fréquent et le plus important seulement il a été influencé par les différents phénomènes
diagénétiques, ces modifications sont dues à la compactions : c’est l’élévation de la pression en fonction de la profondeur. Cette porosité aura tendance de devenir faible et négligeable et sera remplacée par la secondaire de dissolution, de fissuration ou intergranulaire.
– De dissolution :
C’est une porosité qui résulte de la dissolution des différents ciments siliceux ou carbonaté elle est très importante dans le niveau gréseux on a montrer que la porosité peut augmenter a partir d’une certaine profondeur par augmentation de porosité secondaire. Ceci est expliqué par les différents phénomènes de lessivage de ciment, la dissolution entraîne une bonne caractérisation de réservoir.
– Fissurale :
Ce type est matérialisé par des fissures sub – horizontales à horizontales souvent colmatées par un ciment carbonaté ou argileux, parfois ces fissures sont vides, ce réseau est probablement lié aux nombreux mouvements tectoniques qu’a subit la région. La porosité fissurale est moins fréquente comparée aux autres porosités. Elle peut contribuer à l’amélioration des qualités des réservoirs seulement lorsqu’elle est associée aux deux autres réseaux poreux.
– Microcristalline :
Cette porosité n’est observée qu’au niveau des argiles de type kaolinite la porosité microcristalline contribue à l’amélioration des qualités réservoirs mais son envergure reste négligeable par rapport aux autres types de porosité.
Négligeable 0.5%
Faible 5-10%
Moyenne 10-15%
Bonne 15-20%
Très bonne 20-25%