Academic literature on the topic 'Géologie pétrolière – Algérie (nord-est)'

La marge algérienne est un domaine complexe, bordé au sud par les zones internes des Maghrébides (AlKaPeCa) qui chevauchent les zones externes telliennes vers le sud. La partie offshore de ce système constitue un bassin d‘arrière arc où s‘est déposée une série sédimentaire mio-pliocène reposant sur un substratum de nature et d‘origine variables spatialement. L'objectif de ce travail a consisté à analyser et modéliser le fonctionnement des systèmes pétroliers et à quantifier les volumes d‘hydrocarbures accumulés. Avant de procéder aux différentes modélisations numériques, stratigraphiques et thermiques, un modèle géologique conceptuel a été élaboré sur la base des données de géologie de terrain et de sismiques. La continuité terre- mer du socle kabyle a permis une extrapolation stratigraphique entre des formations oligo-miocènes en affleurement et les unités acoustiques définies dans le bassin offshore. L‘analyse tectonique dans les deux domaines a abouti à une évolution en trois phases : (1) syn-rift où le bassin a été ouvert en transtension à partir de l‘Oligocène supérieur-Aquitanien, (2) phase post-rift durant laquelle il y a eu le développement des bassins intra-arcs, la collision AlKaPeCa- Afrique et le magmatisme, (3) phase d‘inversion où la marge devient active essentiellement à partir du Quaternaire. En définissant l‘ensemble des éléments des systèmes pétroliers avec des incertitudes variables, la simulation du fonctionnement de ces derniers par modélisation de bassin 2D/3D a montré des possibilités d‘accumulation d‘huile et de gaz majoritairement près de la marge, entre 20 et 65 km de la côte avec un maximum de portée de 70 km dans le golfe de Bejaia
The Algerian margin is a complex domain, limited to the south by the Maghrebian internal zones (AlKaPeCa) that overthrust the external Tellian zones southward. The offshore part of this system constitutes a back-arc basin, where a mio-pliocene sedimentary series were deposited over a substratum of laterally variable origin and nature. The goal of the present work consisted in analyzing and modelling the petroleum system at work and calculating hydrocarbon volumes. Before proceeding to different numerical basin, stratigraphic and thermal modelling, a conceptual geological model is required and was performed based on field geological studies and stratigraphic and structural interpretations of the seismic profiles. The extension of the continental crust beyond the foot of the margin, allows determining a chronostratigraphic model by extrapolation of the outcroping oligo-miocene formations onshore to the acoustic pre-messinian units defined in the offshore basin. Besides, a tectonic analysis in both onshore and offshore domains gave rise to three main steps of evolution: (1) syn-rift phase where the basin was opened by transtension since Late Oligocene- Aquitanian, (2) post-rift phase in which intra-arc basins were developed, AlKaPeCa and Africa docked and magmatism activity took place, (3) inversion phase where the margin became active mainly since Quaternary times. After defining the different petroleum system elements taking into account variable uncertainties, the 2D/3D petroleum system model depicts possibilities of oil and gas accumulations mainly close to the margin, between 20 to 65 km from the coastline to the north with a maximum range of 70 km in the Bejaia Gulf

La marge algérienne est un domaine complexe, bordé au sud par les zones internes des Maghrébides (AlKaPeCa) qui chevauchent les zones externes telliennes vers le sud. La partie offshore de ce système constitue un bassin d‘arrière arc où s‘est déposée une série sédimentaire mio-pliocène reposant sur un substratum de nature et d‘origine variables spatialement. L'objectif de ce travail a consisté à analyser et modéliser le fonctionnement des systèmes pétroliers et à quantifier les volumes d‘hydrocarbures accumulés. Avant de procéder aux différentes modélisations numériques, stratigraphiques et thermiques, un modèle géologique conceptuel a été élaboré sur la base des données de géologie de terrain et de sismiques. La continuité terre- mer du socle kabyle a permis une extrapolation stratigraphique entre des formations oligo-miocènes en affleurement et les unités acoustiques définies dans le bassin offshore. L‘analyse tectonique dans les deux domaines a abouti à une évolution en trois phases : (1) syn-rift où le bassin a été ouvert en transtension à partir de l‘Oligocène supérieur-Aquitanien, (2) phase post-rift durant laquelle il y a eu le développement des bassins intra-arcs, la collision AlKaPeCa- Afrique et le magmatisme, (3) phase d‘inversion où la marge devient active essentiellement à partir du Quaternaire. En définissant l‘ensemble des éléments des systèmes pétroliers avec des incertitudes variables, la simulation du fonctionnement de ces derniers par modélisation de bassin 2D/3D a montré des possibilités d‘accumulation d‘huile et de gaz majoritairement près de la marge, entre 20 et 65 km de la côte avec un maximum de portée de 70 km dans le golfe de Bejaia
The Algerian margin is a complex domain, limited to the south by the Maghrebian internal zones (AlKaPeCa) that overthrust the external Tellian zones southward. The offshore part of this system constitutes a back-arc basin, where a mio-pliocene sedimentary series were deposited over a substratum of laterally variable origin and nature. The goal of the present work consisted in analyzing and modelling the petroleum system at work and calculating hydrocarbon volumes. Before proceeding to different numerical basin, stratigraphic and thermal modelling, a conceptual geological model is required and was performed based on field geological studies and stratigraphic and structural interpretations of the seismic profiles. The extension of the continental crust beyond the foot of the margin, allows determining a chronostratigraphic model by extrapolation of the outcroping oligo-miocene formations onshore to the acoustic pre-messinian units defined in the offshore basin. Besides, a tectonic analysis in both onshore and offshore domains gave rise to three main steps of evolution: (1) syn-rift phase where the basin was opened by transtension since Late Oligocene- Aquitanian, (2) post-rift phase in which intra-arc basins were developed, AlKaPeCa and Africa docked and magmatism activity took place, (3) inversion phase where the margin became active mainly since Quaternary times. After defining the different petroleum system elements taking into account variable uncertainties, the 2D/3D petroleum system model depicts possibilities of oil and gas accumulations mainly close to the margin, between 20 to 65 km from the coastline to the north with a maximum range of 70 km in the Bejaia Gulf

L'étude de la géologie et l'évaluation des réservoirs de la formation Açu du bassin Potiguar du nord-est brésilien, est fondée principalement sur des données de diagraphies, mais aussi des études de carottes et d'affleurements. Le bassin Potiguar, de type rift, résulte du développement de failles normales, d'orientation ne-SW, associées à des failles de transfert de directions EW et NW-SE. Trois ensembles sédimentaires sont individualisés par leurs enregistrements stratigraphiques: les séquences synrift, transitionnelle et drift. En raison de l'intérêt pétrolier du bassin, il est possible de les étudier à partir des données de sismique de surface et des forages, dés que les affleurements sont restreints à la séquence supérieure (drift). La séquence drift est, dans la partie émergée, la plus productive en pétrole, alors que les réservoirs de la formation Açu y représentent plus de 90% des réserves récupérables. Cette formation constitue un système typique d'environnement de dépôt fluviatile, passant graduellement à des dépôts marins. Ces derniers sont caractéristiques de la formation Jandaira. Les réservoirs de la formation Açu présentent des caractéristiques particulières, dont la principale est l'association du pétrole à des eaux douces de formation, ce qui rend impossible l'évaluation par les méthodes traditionnelles. La mise au point de techniques et méthodologies particulières est donc incontournable, d'ou l'objectif principal de cette étude. La méthodologie proposée prend en considération l'intégration des données, en insistant sur la nécessité des essais en cours de forage. La caractérisation de 3 electrofacies seulement, pour la représentation de la séquence essentiellement greso-argileuse de la formation Açu, a pour objectif de faciliter les corrélations entre les réservoirs des différentes aires, qui correspondent à des dépôts de barres ou des remplissages de chenaux. Les roches-réservoirs sont constituées de quartz et de feldspath, avec du ciment carbonate et des argiles. Ces dernières caractérisent une matrice complexe argileuse ; c'est pourquoi les meilleurs résultats sont obtenus grâce aux équations de Simandoux principalement, bien qu'ils présentent encore quelques imprécisions quant à l'analyse quantitative des saturations en eau obtenues indirectement à partir de la zone lavée

Au Nord-Est de l’Algérie, les sources thermales se situent dans une région de 53 500 km² de surface, qui s’étend sur une largeur de 473 km d’Ouest en Est, de Bejaia à El-Kala (frontière tunisienne), et sur une distance de 190 km du Nord au Sud. Elle comprend sept principales unités géologiques (nappes Telliennes, Chaine Calcaire, Néritiques, Sud Constantinois, Allochtone Sud-Sétifien, Parautochtone Autochtone, flysch). Cette thèse répond à un besoin de l’office national du tourisme Algérien qui souhaite en premier lieu la création de base de données regroupant plusieurs informations sur les sources, afin de faciliter le choix d’implantation d’infrastructures dédiées au tourisme thermal.Le contexte géologique est marqué par une structure géologique mise en place par des épisodes tectoniques (orogénèse Alpine) d’âge Priabonien à Turtonien. A ces événements, succèdent de grandes failles et des structures compressives. La méthodologie choisie pour déterminer l’origine de la minéralisation de ces eaux thermales s'appuie sur la synthèse des différentes études géophysiques et les recherches antérieures réalisées sur cette zone. Elles qui ont permis de préciser les structures et les caractéristiques géologiques générales des domaines du Nord Est Algérien dont la sismicité actuelle. L'analyse hydro-géo-chimique des eaux thermales constitue l'axe principal afin de déterminer les zones de recharge et les apports de mélange entre les différents types d’eaux chaudes et froides. Elle débouche sur l'utilisation des différents géothermomètres pour déterminer la température du réservoir profond.L’approche hydrochimique engagée repose sur deux campagnes de prélèvements qui ont été réalisées dans le cadre de ce travail ; la première a été effectuée dans la période des basses eaux au mois de septembre à octobre 2014, et l’autre a été réalisée dans la période des hautes eaux au mois de mai 2015. L'étude repose sur les mesures de terrain des paramètres chimiques et physiques non conservatifs (température, pH, conductivité électrique) et sur l'analyse des éléments majeurs, des traces, et de plusieurs isotopes (¹⁸O, ²H, ³H, ¹³C, ¹⁴C).Les diagrammes binaires et les traitements ACP menés sur les sources, dont un pourcentage élevé jalonne les grand accidents (failles), ont permis de distinguer 4 groupes d’eau géochimiquesUn groupe d’eaux (HCO₃⁻-Ca²⁺) très peu minéralisées se caractérise par des eaux ayant circulé dans des réservoirs carbonatés. Un second (HCO₃⁻-Na⁺) montre des phénomènes d’échange de base entre l’eau et les niveaux argileux. Un troisième (Cl⁻-Na⁺) ou (SO₄²⁻-Na⁺) montre un enrichissement en Na et Cl, qui traduit des circulations profondes avec échange chimique avec la matrice rocheuse sédimentaire évaporitique. Le dernier groupe (SO₄²⁻-Ca²⁺) ou (Cl⁻-Ca²⁺) a acquis sa minéralisation dans des formations Triasiques
Pas de résumé

L'objectif principal de cette recherche a été de réaliser une étude des propriétés d'adsorption/désorption du gaz dans les réservoirs non conventionnels situés dans la partie nord-est du Mexique. Nous avons commencée par un revue de la littérature concernant à l'exploration de gaz, reprenant des recherches existantes sur le Bassin de Sabinas et le Bassin de Chihuahua (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013) afin de comprendre leur comportement du point de vue de réservoirs non conventionnels. Ces auteurs proposent des modèles qui décrivent l'histoire thermomécanique du bassin de Sabinas, des événements géologiques qui définissent le comportement du système pétrolier, son évolution et sa relation avec la production d'hydrocarbures. Nous avons réalisé une campagne d'échantillonnage en collaboration avec le Servicio Geológico Mexicano (SGM) au Mexique. Ils nous ont proposé un total de 50 échantillons répartis entre le Bassin de Sabinas et Chihuahua pour leur caractérisation. Cette caractérisation générale inclus: (1) Analyse immédiate ou primaire de l'humidité et de cendre (2) Analyse élémentaire pour déterminer (C, H, O, N, et S), (3) Analyse pétrographique pour déterminer le type de matière organique (4) Pyrolyse Rock-Eval®6 afin de connaître son potentiel pétrolier. Toutes ces analyses nous ont permis de sélectionner 10 échantillons entre les deux bassins de l'étude, afin de développer nous essais d’expérimentation d'adsorption/désorption de gaz et interpréter ainsi par les courbes de Langmuir les paramètres affectant le processus d'adsorption du CH4 et CO2. Pour le Bassin de Sabinas, ont été mesurés des capacités de stockage de gaz méthane à partir de 202.11 scf/tonne (7.07 m3/tonne) à 364,76 scf/tonne (10.47 m3/tonne), alors que pour le Bassin du Chihuahua les capacités de sorption sont plus faibles, variant de 0,84 scf/tonne (0.023 m3/tonne) à 3,48 scf/tonne (0.084 m3/tonne). Ces résultats nous ont permis d'apporter une interprétation des caractéristiques physiques et chimiques qui influent sur la capacité de stockage de gaz dans le kérogène des roches sédimentaires de type Shale gas. Nous avons trouvé que dans les bassins étudies l'adsorption de gaz augmente avec le rang/maturité des matières organiques sédimentaires. Nous avons également étudiée l'influence de la composition Macérale sur les processus de sorption et nous avons vérifié que la capacité de stockage de gaz, est étroitement liée à la teneur en vitrinite. Cela nous conduit à prendre en considération les publications de certains auteurs (Chalmers et Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) qui ont vérifié dans leurs travaux que les augmentations de la capacité d'adsorption sur la base du COT sont dans l'ordre suivant: le type I
The main objective of this research was to conduct a study of the gas adsorption/desorption properties in unconventional reservoirs located in the north-eastern Mexico. For this, previously was carried a literature review concerning gas exploration retaking existing research works in Sabinas Basin and Chihuahua Basin (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013), in order to understand their behavior from the viewpoint of unconventional reservoirs. The works of these authors include models that describe the thermomechanical history of the Sabinas Basin, geological events that define the behavior of the petroleum system, its evolution and its relationship with hydrocarbon generation. To continue with the development of this project, in 2012 a sampling campaign was performed in charge of the Servicio Geológico Mexicano (SGM), providing a total of 50 samples divided between the Sabinas Basin and the Chihuahua Basin, for their characterization. The general characterization included: (1) immediate or primary moisture and ash analysis (2) elemental analysis (C, H, O, N, and S) for determining, (3) petrographic analysis to determine the organic matter type (4) Rock-Eval®6 Pyrolysis, to know its oil potential generation. Together, these analyzes allowed us to evaluate and select 10 samples divided between the study basins, to develop adsorption/desorption tests and interpretation of parameters affecting the adsorption process. For the Sabinas Basin, there were observed storage capacities of methane gas of 202.11 scf/ton (7.07m3/ton) to 364.76 scf/ton (10.47m3/ton), whereas for the Chihuahua basin there were presented lower capacities of sorption, with a rank from 0.84 scf/ton (0.023m3/ton) to 3.48 scf/ton (0.084m3/ton). The tests results of adsorption/desorption let us carry out an interpretation of the physical and chemical characteristics of the samples, that influencing in the storage capacity of gas in the kerogen. Anticipating as a general conclusion that, the gas adsorption increases with the rank/maturity. Also, it was studied the influence of the maceral composition in the process of sorption and, it was verified that the capacity of gas storage is closely related to the vitrinite content. Which led us to return to the statements of some authors (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) who verified that the capacity of adsorption on base to COT increases in the next order: type I < type II < type III. This was attributed to the greater capacity of adsorption of the vitrinite in comparison with other macerals types. In this regard, and carrying out a thorough observation to the kinetic models, and mainly in the adsorption factors (W) proposed by the most recent version of the Software PetroMod (Type I, W=0.80), (Type II W=0.75) and (Type III W=0.68), it was found a discrepancy regarded to the bibliography reported by (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). In this context, the results of adsorption/desorption gas of this research were retaken to make the calculation of the adsorption factor (W) to build and propose a new kinetic model applicable to the simulation process of the Software PetroMod for the hydrocarbons generation, taking into account the adsorption of the hydrocarbons produced. The new kinetic model allowed us propose a readjust to the geochemical modeling for the Sabinas basin, comparing at the same time the effect and the influence of the adsorption factors at the moment of the generation and expulsion of hydrocarbons. This kinetic model through the Factor (W) results important, since it takes the amount of adsorbed hydrocarbons into the source rock, this factor evidently induces a control on the behavior of unconventional character for the source rock, thus producing a change into the expulsion balance of the hydrocarbons from the kerogen. The results obtained from the methodology, [...]
El objetivo principal de esta investigación, fue realizar un estudio de las propiedades de adsorción/desorción de gas en los reservorios no convencionales ubicados en la porción noreste de México. Para ello, se realizó previamente una revisión bibliográfica sobre la prospección del gas, retomando trabajos de investigación ya existentes para la Cuenca de Sabinas y la Cuenca de Chihuahua (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013), con el fin de comprender su comportamiento desde el punto de vista de los yacimientos no convencionales.Los trabajos de estos autores incluyen modelos que describen la historia termomecánica de la Cuenca de Sabinas, los eventos geológicos que definen el comportamiento del sistema petrolero, su evolución y su relación con la generación de hidrocarburos. Para continuar con el desarrollo de este proyecto, se llevó a cabo una campaña de muestreo a cargo del Servicio Geológico Mexicano (SGM), el cual nos proporcionó un total de 50 muestras divididas entre las cuencas de Sabinas y Chihuahua, para su caracterización. La caracterización general incluyó: (1) Análisis inmediatos o primarios de humedad y ceniza, (2) Análisis elemental para la determinación de (C, H, O, N, y S), (3) Análisis petrográfico para determinar el tipo de materia orgánica, (4) Pirolisis Rock-Eval®6 para conocer su potencial petrolífero. El conjunto de estos análisis nos permitieron evaluar y seleccionar 10 muestras divididas entre las cuencas de estudio, para desarrollar los ensayos de adsorción/desorción y la interpretación de los parámetros que influyen en el proceso de adsorción. Para la Cuenca de Sabinas, se observaron capacidades de almacenamiento de gas metano de 202.11 scf/ton (7.07m3/ton) a 364.76 scf/ton (10.47m3/ton), mientras que en la Cuenca de Chihuahua se presentaron capacidades de sorción más bajas, con un rango de 0.84 scf/ton (0.023m3/ton) a 3.48 scf/ton (0.084m3/ton). Estos resultados nos permitieron interpretar las características físicas y químicas que influyen en la capacidad de almacenamiento del gas en el kerógeno. Anticipando como conclusión general que: la adsorción del gas aumenta con el rango/madurez. También se estudio la influencia de la composición maceral en el proceso de sorción y se verificó que la capacidad de almacenamiento de gas está íntimamente relacionada al contenido de vitrinita. Esto nos condujó a retomar las declaraciones de algunos autores (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) quienes verificaron que la capacidad de adsorción en base al COT aumenta en el siguiente orden: tipo I < tipo II < tipo III. Esto se atribuyó a que la vitrinita tiene una mayor capacidad de adsorción, en comparación con otros tipos de macerales. En este sentido se llevó a cabo una minuciosa observación a los modelos cinéticos y principalmente en los factores de adsorción (W) propuestos por la versión más reciente del Software PetroMod®12 (Tipo I, W=0.80), (Tipo II W=0.75) y (Tipo III W=0.68).Se encontró una discrepancia respecto a la bibliografía reportada por (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). Por lo que se retomaron los resultados de adsorción/desorción de gas de esta investigación para realizar el cálculo del factor (W), para construir y proponer un nuevo modelo cinético aplicable al proceso simulación del Software PetroMod®, tomando en cuenta la adsorción. El nuevo modelo cinético nos permitió proponer un reajuste al modelado geoquímico de la Cuenca de Sabinas, realizando al mismo tiempo una comparación del efecto de los factores de adsorción en el momento de la generación y expulsión de hidrocarburos. Este modelo cinético por medio del Factor (W), toma en cuenta la cantidad de hidrocarburos adsorbidos en la roca generadora, induciendo un comportamiento de carácter no convencional para la roca generadora, produciendo así un cambio en el balance de expulsión de hidrocarburos del kerógeno. [...]

Etude des bassins de Ghadames et d'Illizi au Silurien-Devonien. On définit cinq unités lithostratigraphiques à l'aide de marqueurs diagraphiques et des datations palynologiques. On reconstitue les paléoenvironnements à partir de l'analyse sédimentologique des lithofacies. Le silurien est caractérisé par une propagation de barres sableuses qui indique une régression marine vers le nord. Le Devonien est constitué par des chenaux fluviatiles au sud et des chenaux de marée au nord. L'évolution traduit l'amorce d'une transgression du nord vers le sud. On individualise un domaine littoral à influence continentale, un domaine marin et un domaine mixte. Le milieu de dépôt de la région étudiée est un bassin intracratonique structure par deux moles.

Cette thèse comprend six chapitres qui décrivent les caractéristiques de la tectonique active et du transfert de contrainte liées aux séismes majeurs. L’objectif étant une meilleure estimation de l’aléa et du risque sismique du nord de l’Algérie et du Maroc. Après un chapitre introductif, le chapitre II présente la méthodologie adoptée pour l’élaboration des modèles de transfert de contrainte. Le chapitre III traite de l’interaction entre failles dans le Tell Atlas algérien. Le chapitre IV développe les aspects de transfert de contrainte et de déformation poroélastique dans le Rif marocain et la mer d’Alboran. Le chapitre V présente la déformation poroélastique sur un plan plus large et les caractéristiques physiques des ruptures sismiques. Le chapitre VI consiste en une conclusion générale avec présentation des principaux résultats incluant les perspectives et suites pour cette recherche
This thesis consists in six chapters that describe the characteristics of active tectonics and stress transfer related to major earthquakes. The aim of this thesis is a better estimate of the seismic hazard and risk in northern Algeria and Morocco. After an introduction, Chapter II presents the methodology adopted for the development of stress transfer models. Chapter III deals with the interaction between faults in the Algerian Tell Atlas. Chapter IV develops the aspects of stress transfer and poroelastic deformation in the Rif and the Alboran Sea. Chapter V presents a large development of the poroelastic deformation and the physical characteristics of seismic ruptures. Chapter VI consists of a general conclusion with presentation of the main results including the perspectives and futur researchs