Reservoirs De Tunisie

Faculté des Sciences de TunisLFST3 :RME/RESERVOIRS ET PIEGES/AU : 2009-2010/ Pr. SOUSSI Mohamed

TROISIEME PARTIE

EXEMPLES DE RESERVOIRS CARBONATES ET GRESEUX

PRODUCTIFS DE PETROLE EN TUNISIE Et DANS LE MONDE

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INTRODUCTION

La Tunisie montre des potentialités encourageantes pour l’exploration pétrolière. Le pays a déjà

connu des réserves d’un milliard de barils. Pendant la dernière décennie, la Tunisie a produit

entre 95000 et 115000 BOPD (barils oil per day) et la production a approché 5 millions de

tonnes par an. Parmi les 400 puits forés, 20 % d’entre eux sont implantés sur des sites déduits à

partir de vielles données sismiques.

Actuellement, avec les nouvelles techniques, les chances se sont accrues pour la localisation de

nouveaux gisements et de revenir sur des régions déjà explorées par les méthodes classiques ; il

subsiste cependant une exploration résiduelle qui doit aboutir à la mise en évidence de gisements

au moins de petites tailles.

De toute façon, l’exploration future sera probablement une exploration relativement coûteuse qui

ne pourra être réalisée qu’à la condition qu’elle soit nettement encouragée et stimulée (conditions

de marche, etc.)

Les principaux gisements d’hydrocarbures sont représentés par le réservoir triasique d’El Borma

(formation Kirchaou) et le réservoir éocène d’Ashtart (formation El Garia). Ces champs

fournissent 85 % de la production du pays. Les 15 % restants sont assurés par d’autres petits

champs à travers le pays.

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LES EXEMPLES TRAITES

Les exemples tunisiens traités dans ce cours concernent aussi bien les réservoirs gréseux que

carbonatés (Fig. 18).

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Fig. 18 :


I. LES RESERVOIRS GRESEUX de LA TUNISIE

1. RESERVOIR ORDOVICIEN

Ce système épais d’environ 600 à 650 m est représentée par des grés micacés très durs à grains

fins et par des argiles silteuses compactes et feuilletées.

L’Ordovicien peut être subdivisé en quatre unités litho stratigraphiques correspondant chacune à

une formation.

1. La formation Sanhar

Lithologie et environnement de dépôt

Le forage type de cette formation est celui du Jebel Sanrhar(SN1), situé à 36 km au Sud de Borj

Bourguiba où elle présente une épaisseur maximale de 297 m.

La formation Sanrhar a été définie et subdivisée également par Bonnefous(1964) en trois

membres. Un membre inférieur argilo-gréseux constitué de grés fins, sans glauconie avec des

niveaux argileux. Un membre moyen argilo-gréseux aussi formé i de grés glauconieux fins et

d’argiles.

Dans les trois membres, les grés montrent une croissance granulométrique du bas en haut ils

sont quartziques ou argileux, localement carbonatés dans la partie inférieure.

Ces grés Ordoviciens, par leur granulométrie plutôt grossière, leur classement granodécroissant,

leurs stratifications obliques ainsi que la rareté de faune font penser à une sédimentation de type

fluviatile.

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2. La formation Kasbah Léguine


Le puits de Sidi Toui, situé au SE de Foum Tataouine, constitue le forage type de la formation

Kasbah Léguine où elle est épaisse de 56 m. Cette formation se présente sous un faciès formé

essentiellement de grés moyens à grossiers comportant des oolithes ferrugineuses à la base et au

sommet.

A l’Ordovicien moyen, la mer a progressé (transgression), la sédimentation s’enrichissait alors

en grés à oolithes chloriteuses qui ont été déposés dans un milieu marin peu profond.

Aspect réservoir

Les corps gréseux associés à la formation Kasbah Léguine montrent une puissance qui varie

entre 20 et 50 m La porosité moyenne de ces niveaux réservoirs n’est pas assez importante

oscillant généralement entre 7 et 8%.

3. La formation Bir Ben Tartar


Le forage type de cette formation est celui de Bir Ben Tartar (Tt1) situé à 43 km à l’est de

Remada où elle se présente sous une épaisseur de103 m environ. Il s’agit essentiellement

d’argiles silteuses fossilifères surmontées par des grés fins quartziques à niveaux d’oolithes

chloriteuses. Cette formation a été subdivisée en deux membres

-Un membre inférieur argileux constitué de d’argiles sombres silteuses très riche en faune

marquant le début d’un cycle franchement marin au cours duquel le faciès argileux prédomine

rapidement caractérisant ainsi un milieu de dépôt réducteur (à forte teneur en Uranium).

-Un membre supérieur gréso-oolithique. Il s’agit de grés très fins qui peuvent être localement

argileux quartziques ou carbonatés avec des niveaux à oolithes chloriteuses. Ces grés alternent

avec des argiles silteuses et micacée.

L’évolution des faciès et l’enrichissement en faune témoigneraient d’une influence marine plus

au moins prononcée accompagnée d’un important changement climatique qui provoquerait la

mise en place d’une calotte glaciaire importante.

Aspect réservoir

Les nivaux attribués à la formation Bir Ben Tartar sont caractérisés par une porosité moyenne

égale à 7%. Par endroit ; la porosité peut atteindre 12%, la perméabilité étant faible (quelques

milli Darcy).

4. La formation Djeffara


Le forage type de cette formation est celui de Kasbah Leguine (LG1)

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Cette formation a été subdivisée en deux membres :

Un membre inférieur argilo-gréseux

Un membre supérieur gréseux

Les sédiments de la formation Djeffara, traduisent un faciès de fin de cycle et de remblayage

avec des influences périglaciaires atténuées.

Aspect réservoir :

Les niveaux gréseux de la formation Djeffara constituent des réservoirs prouvés

d’hydrocarbures. Au sud tunisien, ils sont épais de 40 à120 m . La porosité est généralement de

10% mais pouvant atteindre 19%.

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Ordovician and Silurian correlations between Sabria W-1, El Franig-3, El Franig-1 and Franig-2 showing the Hercynian, Taconian and Ordovocian unconformities

Figure 18

Cores from Franig 1 show low-angle, cross-bedded laminations. The largest core show here is just over 30cm long


2. RESERVOIR SILURIEN

La formation Accacus

Le forage type est celui de Garat Ben Sabeur-1(SB1) situé à 80 Km au SW de Borj Bourguiba où

elle présente une puissance de 710 m. Elle repose normalement sur les argiles principales de la

formation Tannezuft et elle supporte en discordance majeure les grés de Tadrart. Lithologie et

milieu de dépôt

Cette formation consiste en des alternances de grés et d’argiles, de complexes argilo-gréseux ou

gréso-argileux. Dans certaines carottes de puits, ces grés montrent une bioturbation fréquente,

des laminations planes et des stratifications obliques.

La formation Acacus peut être subdivisée en trois unités

- L’unité inférieure ou Acacus « A »constituée d’alternances de corps argileux et gréseux de 10 à

20 m d’épaisseur.

- L’unité moyenne ou Acacus « B »à dominante argileuse avec des argiles basales de 40 à 50 m

surmontées par un corps gréseux assez important.

- L’unité supérieure ou Acacus « C »formée de fines alternances d’argiles, grés et de silts.

Le milieu de dépôt de la formation Acacus est deltaïque. Il s’agit d’un complexe deltaïque

progradant du sud vers le Nord où les séquences du front de delta sont nettement exprimées.

L’influence de la marée dans ce milieu de front delta est exprimée par un grano- classement qui

est généralement bon reflétant un remaniement continu ou un tri des sédiments par les courants

de marée.

Fig.5: Ghadames Basin Stratigraphi Correlation of the Acacus formation

7

Ghadames Basin Stratigraphi Correlation of the Acacus formation


Aspect réservoir:

Les trois membres de la formation Acacus, par leurs caractéristiques pétrophysiques, constituent

des réservoirs intéressants. Les intercalations gréseuses épaisses de 10 à 20 m présentant des

porosités et des perméabilités assez élevées

Il s’agit surtout de bancs gréseux de l’Acacus « A » qui sont les plus poreux jusqu’à 19.3%

(EB1) la porosité étant essentiellement de type inter-granulaire. La perméabilité est également

importante de l’ordre de 100 md pouvant atteindre 511 md.

Ces niveaux sont nombreux et sont bien couverts par les lits argileux intraformationnels

généralement plus épais. L’Acacus « A » est productif d’huiles dans le gisement de Oued Zar.

Les niveaux gréseux de l’Acacus « B » sont moins épais ; la porosité varie entre 15 et 25%.

Le membre Acacus « C » peut à son tour constituer un réservoir de bonne qualité vu ses

caractéristiques pétrophysiques. La porosité est de 19% et est maximale pour une valeur de 50%.

La perméabilité peut atteindre 128 md ou plus.

4. RESERVOIR DU TRIAS

La formation Kirchaou (TAGI)

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Map showing Kirchaou Formation (Triassic) outcrops and major structural features


Qu’ils soient à l’affleurement ou en subsurface, les dépôts triasiques présentent une évolution

lithologique depuis les sédiments continentaux à la base, aux évaporites et carbonates marins

associés au sommet.

Lithologie à l’affleurement

En affleurement, les grés triasiques de Jebel Rehach s’étendent sur une distance de 15 km

environ épais d’une cinquantaine de mètres. Ces grés sont caractérisés par des grains fins à

moyens ; ils montrent successivement des stratifications en auges de différentes échelles, des

stratifications obliques, des stratifications horizontales et des rides centimétriques parfois

bidirectionnelles et à drapage argileux. Localement, ces grés montrent des troncs d’arbres

métriques ferruginisés et des structures secondaires très fréquentes ; issues d’un phénomène très

poussé de ferruginisation tardive.

Lithologie en subsurface

En subsurface, les grés de Kirchaou sont épais d’une cinquantaine de mètres et constitués par la

superposition de quatre niveaux réservoirs (A, B, C-D et E) présentant chacun une partie

inférieure gréseuse et une partie supérieure argileuse ou argilo-silteuse. Ces niveaux réservoirs

sont subdivisés à leur tour en un certain nombre d’intervalles sédimentaires granodécroissants

(finning-upward). Ces derniers débutent par des grés moyens à grossiers et à base légèrement

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Layered sections are seen in cores from well EM-1 in the Makhrouga Field

Sedimentary sequences of the Kirchaou Formation in El Borma 135 well


ravinante et se terminent par des intercalations argileuses et/ou silteuses très peu épaisses et

latéralement assez continues.

Milieu de dépôt

L’étude sédimentologique détaillée des grés triasiques affleurant le log du Jebel Rehach, a

montré que ces grés sont principalement d’origine fluviatile. Ces grés présentent en plus de

petites phases de transitions marines tidaltiques et/ou éoliennes d’importance variée

Etude des réservoirs

10

The depositional model of the fluvial braided channel in El Borma Field with the corresponding vertical braided sequence.

The depositional model of the fluvial braided channel in El Borma Field with the corresponding vertical braided sequence.


Les grés triasiques tels qu’ils se présentent dans le champ d’El Borma, montrent un système

poreux mixte comprenant une porosité primaire et une porosité secondaire d’origine

diagénétique. Plusieurs types de porosités ont été distingués et qui sont la porosité inter

granulaire, vacuolaire, intra granulaire, de fracture et la porosité inter cristalline…etc.

Parmi les principaux phénomènes diagénétiques qui ont influencé les caractéristiques

pétrophysiques des grés triasiques, on cite surtout la dissolution partielle des ciments, la

compaction, le remplissage argileux (partiel). Des processus d’illitisation et/ou de chloritisation

très tardives sont également signalés.

Quantitativement, ces niveaux réservoirs présentent de bonnes caractéristiques pétrophysiques.

Le tableau suivant illustre les valeurs de porosité et de perméabilité moyennes au sein des

réservoirs de champ d’El Borma.

L’autre tableau montre les caractéristiques des réservoirs de TAGI (équivalent à la formation

Kirchaou) au niveau des différents gisements

Niveaux

réservoirs

Milieu de dépôt Epaisseur

moyenne(m)

Porosité

moyenne(%)

Perméabilité

moyenne(mD)

A _Dépôts de barres de chenaux.

_Paléochenaux

méandriformes.

_Milieu à forte énergie avec

creusement du lit d chenal

1 à 10

10 à 15

15 à 19

17 928

B -Système fluviatile

anastomosé. -Système

fluviatile méandriforme

22

12

17 296

C-D Dépôts fluviatiles à chenaux

anastomosés 22 à 12

16 158

E Système fluviatile anastomosé

6 à 33 Pas de données Pas de données

Tab.5 : Les principaux caractéristiques des niveaux réservoirs du trias argilo-gréseux(champ d El Borma) (Gribaa et kaddour, 1985) modifié

11


3. RESERVOIRS DU MIOCENE

La Formation Birsa (Golfe de Hammamet , Miocène)

Lithologie et milieu de dépôt

Dans l’offshore du golfe de Hammamet, les dépôts du Miocène attribués à la formation Birsa

sont organisés en trois membres.

- Un membre inférieur, formé par des séquences grano et stratocroissantes. A la base, ce

membre montre des argiles qui évoluent vers le sommet à des grés fins à moyens, bien classés ;

des grains de quartz subarrondis, des traces de pyrite et de glauconite sont également signalés.

- Un membre moyen ou intraBirsa est essentiellement carbonaté constitué de packestones

bioclastiques, de wackstones et de mudstones ; ce membre épais d’environ 10à 40 m indique un

milieu marin restreint.

- Un membre supérieur formé de sables fins à très fins, moyennement à bien classés alternant

avec de minces niveaux de argileux. En subsurface, ces sables présentent des « lenticular » et

des « flaser-beddings » ainsi que des bioturbations.

Au sommet, ces grés deviennent carbonatés à grains fins à moyens et mal classés.

Les trois termes de la formation Birsa traduisent la mise en place d’un système fluvio-deltaique

dont la distribution des corps gréseux est contrôlée par la géométrie d’un système de grabens

12

Miocene outcrops synthetic

sequences interpretation

(Cap Bon area),


13


14


Aspect réservoir :

Les réservoirs attribués à la formation Birsa constituent les plus grandes accumulations

d’hydrocarbures dans le golfe de Hammamet. Ils sont productifs dans plusieurs gisements de la

région (Tazerka, Cosmos, Oudna, Yasmine…).

En fait, deux niveaux gréseux sont considérés comme réservoirs prouvés (Birsa inférieure et

Birsa supérieure. Ces réservoirs se trouvent recouverts par les argiles intraformationnelles et les

argiles de Saouf.

Sur le plan pétrophysique, les niveaux réservoirs montrent de bonnes caractéristiques légèrement

influencés par les phénomènes diagénétiques. Au niveau des grés inférieurs de Birsa, les grains

sont moyens et faiblement cimentés ce qui explique la forte porosité (plus de 25 %)

essentiellement d’origine primaire (intergranulaire) associée à une porosité secondaire type

intragranulaire.

-Les grés supérieurs de Birsa présentent une granulométrie généralement fine, montrent à leur

tour une porosité bonne qui oscille entre 25 et 32 %.

En général, au sein de ces réservoirs, la porosité est des l’ordre de 22 à 33 % et la perméabilité

varie entre 10 et 400 md.

15


16

Pl. 15


II. LES RESERVOIRS CARBONATES DE LA TUNISIE

1. RESERVOIRS DU JURASSIQUE

Le Jurassique de la Tunisie atasique englobe deux masses carbonatées respectivement d'âge

Lias inférieur et Malm. Le réservoir du Lias info correspond à des dolomies, déposés dans un

environnement de type « tidal-flat » présentant de bonnes caractéristiques pétrophysiques (porosité

vacuolaire de dissolution, porosité fenestrale). Le réservoir du Jurassique supérieur est

représenté par des dolomies secondaires de caractéristiques pétrophysiques moyennes (porosité

intercristalline et vacuolaire). Ces deux réservoirs potentiels n'ont pas encore fourni des

hydrocarbures.

Le réservoir jurassique productif est celui de la formation M'Rabtine Gisement. Ezzaouia

(Golfe de Gabès)

Stratigraphie. Les calcaires et dolomies à intercalations sableuses de la formation M'Rabtine du

Jurassqiue supérieur (Oxfordien-Kimmeridgien)

Sédimentologie. Plate-forme carbonatée interne soumise aux influences terrigènes (inner shelf).

Pl. 16

17

Ph. A: Example of carbonate peritidal cycle composed of a chenalized term (hammer) grading upwards to a dolomitic bed being rich in algal laminations and birdeyes

Ph. B: The sommital term of the sequence exhibiting a birdeyes horizontally disposed. These inter-supratidal structures are affected by post dolomitisation dissolution generating vuggy porosity (v)


18

Porosity distibution within Early Liassic Lower Nara dolomites


2. RESERVOIRS DU CRETACE

2.1 APTIEN (Serj) Gisement. Douleb

Stratigraphie. Les carbonates récifaux de la formation Sera

Sédimentologie. Calcaires de plate-forme à barrière récifale

Caractéristiques pétrophysiques. (Porosité vacuolaire de dissolution, dolomitisation et

karstification). Réservoir associé à une unconformité régionale (émersion).

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Aptian reservoir : Show map

Douleb 1 well

Pl. 17


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Ph. : Oolitic wacke-packstone showing compacted ooids partly dolomitized matrix, with numerous moldic pores (pink) resulting from dedolomitization.

Ph. : Rudist debris showing intragranular porosity partly f illed with sparry calcite.

Ph. : Dolomitized bioclastic packstone showing intragranular ( bryozoan ) and partly calcite cemented porosity

Ph. : Dolosparite showing rimmed dolomite cernent and intercrystalline porosity f illed with oil.

Ph. : Fine dolosparite showing vuggy porosity and dissolved bioclasts with moldic porosity partly filled with isopachous cernent.

Ph. : Dolomitized bioclastic packstone showing intragranular ( bryozoan ) and partly calcite cemented porosity


2. 2- CRETACE SUPERIUER (ZEBBAG)

Gisement : Ezzaouia sur la terre et El Bibane en mer

Stratigraphie. Les calcaires et dolomies de l'Albien supérieur-Cénomanien de la formation Zebbag

Sédimentologie. Association de faciès (dolomies, calcaires et évaporites) de contexte de sédimentation

de type « tidal-flat » (plate-forme interne restreinte)

Caractéristiques pétrophysiques. Quatre horizons productifs (Z1, Z2, Z3 et Z4). (Porosité de

fractures, de moule, vacuolaires et de karstification). Réservoir associé à une unconformité

régionale (émersion de la plate-forme suivie par une karstification).

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Map of the southern Gulf of Gabes illustrating the area’s main geological features

Diagrammatic cross section through the Zebbag oil discoveries.


22

Generalized stratigraphic column for the Ezzaouia field, Zebbag reservoir

Cores from Ezzaouio 3 show charocteristic vugs, fractures and brecciated zones as well as the original matrix porosity. The cores measure 1 3Omm at their widest


2.3 CRETACE SUPERIEUR (ABIOD)

Gisement. Sidi El Kilani, Maamoura Est 1

Stratigraphie. Les calcaires blancs et fins de la formation Abiod d'âge Campanien-

Maestrichtien

Sédimentologie. Calcaires (mud/wakestones) à microfaune planctonique (chalky limestones) déposés en

milieu marin profond (bassin)

Caractéristiques pétrophysiques. Porosité matricielle et de fractures, dolomitisation secondaire

associée aux fractures.

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From field descriptions and petrological analyses the outcrop section ‘C’ (El Kef) and the Sidi El Kilani-1 well are located in rapidly subsiding basins with distal turbidites. Outcrop sections ‘A’ (El Garia) and ‘B’ (Jebel Trozza) are thought 10 have been deposited on the sheif-to-basin siope with debris flows and proximal turbidites.

Map of central and northern Tunisia showing the transition from shallow to deep depositional environments of Campanian and Maastrichtian times.Exploration activity is currently focused in the east since northern Tunisia is less well known due to its structural complexity.In the west, the Abiod Formation is often exposed at surface but grabens and minor basins exist where the Abiod may be prospective.

Scanning Electron Micrograph of o sidewall core from the producing interval in the Sidi El Kilani-1 well. The euhedral calcite crystals form a loosely interlocking mosaic of micrite. The porosity is estimated to be 20-30% with good interconnection of pores. Pores are up to 10 micron across while the throats between them are 0.5-1 micron wide.

Foraminiferal wackestone with nests of foraminiferal packestone are seen here in a thin section of sidewall core from the reservoir interval in Sidi El Kilani-1 The matrix is dominantly dense micrite leaving no visible macropores.


2.4. EOCENE (El GUARIA)

Gisement. Ashtart en mer et Sidi El Itayem sur terre

Stratigraphie. Les calcaires à Nummulites de la formation El Guaria

Sédimentologie. Calcaires bioclastiques (pakestones à grainstone) de plate-forme carbonatée de type

rampe (middle ramp)

Caractéristiques pétrophysiques. Porosité inter et intraparticulaire due à une intense

dissolution. La perméabilité est améliorée par la présence de fractures.

24

A schematic map showing the general paleogeography of northern Tunisia. The three surrounding figures show the paleogeology at various locations (A to C).

Stratigraphy of the Metlaoui Group.


25

Geological model of early Eocene in Tunisia – (After H. Ben Jemia, 2001)

Cross-bedded limestone composed of red algae, bryozoan, Nummulites and sand-rich Sfeia Limestone. (Sfeia Lm., Unit III, Sfeia section)

Imbricate or random-oriented nummulites grainstone in El Garia Fm. (El Garia Fm., top El Garia section)


26

Typical Nummulitic facies found within the Ashtart Field.

Pl. 18

Intra and inter granular porosity within El Garia nummulitic limestones

Pl. 19

Documents utilisés

AAPG Memoir 27 (1979). Carbonate Rock constituents Textures Cements and Porosity,

241p.

AAPG Memoir 28 (1979). Constituents, Textures, Cements, and Porosities of sandstones and

Associated Rocks 201 p.

Basin Analysis, Principles and Applications (1990). Black Well scientific publications, 451 p.

Eocene Nummulitic Limestone reservoir in East Central Tunisia (2002). Field Trip guide

Book, ETAP memoir n° 17.

Jurassic Petroleum Plays in Southern and Central Tunisia (2005). Field Trip guide Book,

ETAP memoir n° 21, 56 p.

Petroleum Geology of Tunisia (1990). ETAP memoir n° 1, 194 p.

Miocene Play in Eastern Tunisia (2005). ETAP memoir n° 20, 40 p.

Proceedings of the 6th Tunisian Petroleum Exploration Conference (1998). ETAP publication.

SEPM, Special Publications n° 42 (1987). Reservoir Sedimentology.

Tunisian Exploration review, ETAP publication.

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