Le Silurien-Dévonien du Sahara Oriental Algérien (Bassin de Berkine et affleurements du Tassili n’Ajjer) : depuis la caractérisation de faciès jusqu’à la modélisation 3-D d’un réservoir non-conventionnel

Cette étude s'inscrit dans la thématique des projets Silurien-Dévonien Profond, sur la caractérisation des formations argileuses (source rock), des réservoirs gréseux conventionnels et non-conventionnels ainsi que de la matrice carbonatée, en partenariat institutionnel et industriel.
Situé dans le Sud-Est algérien, à la limite des frontières algéro-tunisienne et libyenne, le Bassin de Berkine est un bassin intracratonique qui s’étend sur près de 102 000 km2. Au Paléozoïque inférieur, cette étendue était le siège d’une sédimentation silicoclastique puissante.
Cette étude est focalisée sur le Silurien et le Dévonien. En effet, le Bassin de Berkine renferme des réservoirs potentiels : alternances argilo-gréseuses (AAG) du Silurien sommital et grès massifs du Lochkovien-Praguien et Emsien. Il renferme également des roches-mères, telles que les argiles radioactives (‘hot’) shales du Silurien, qui sont à l’origine de 80 à 90% des hydrocarbures et les argiles radioactives du Frasnien (source secondaire) avec des valeurs de TOC allant jusqu’à 14%.

Au total 146 puits et une dizaine de carottes ont fait l’objet d’une analyse de facies/électrofacies et de stratigraphie séquentielle « Stacking Patterns » de haute résolution. Ceci a pour but de caractériser les séquences de dépôts et leurs environnements respectifs, puis de prédire la géométrie-cartographie des corps sédimentaires. Au final, de caractériser les propriétés pétrophysiques des « Plays » jugées potentielles.
Cinq séquences principales sont mises en évidence pour le Silurien, dans le secteur de Menzel Lejmat et le Sillon de Marfag du Bassin de Berkine, à travers les puits MLEP-1 & BRD-5.
Les séquences Si-1 et Si-2 sont datées du Llandoverien. Au cours de cette période, le bassin était le siège d’une importante sédimentation argileuse de (‘hot’) shales et d’argiles à graptolites de 500 à 650 m d’épaisseur. Ces faciès argileux de plate-forme externe profonde passent au sommet à des faciès carbonatés très vite surmontés par des sédiments gréseux (séquences Si-3, Si-4 et Si-5) initiateurs d’un contexte deltaïque progradant du Sud vers le Nord.
Au Dévonien six unités, majoritairement gréso-carbonatées ont été décelées.
Les Grès massifs de Tadrart ‘Unité b’ d’un prisme de bas niveau (LST) d’âge Lochkovien, sont constitués de dépôts fluviatiles. Ils sont surmontés par des sédiments ferrugineux de l‘Unité c’ (TST).
L‘Unité d’ correspond au Praguien, suivi de la formation emsienne ‘Unité e’ (HST) à grès massifs de type fluviatile-estuarien et qui sont notamment caractérisés par des minéraux authigènes, tels que la chamosite. Ces revêtements chloriteux des grains préserve la porosité mais réduisent la perméabilité et contribuent à la destruction des propriétés pétrophysiques de ces réservoirs.
L‘Unité f’ (Eifélien-Givétien) atteint environ 110 m d’épaisseur, avec un Givétien qui est essentiellement carbonaté. Au final, on observe l’installation définitive, en discordance, des argiles radioactives (‘Unité g’) d’âge Frasnien-Fammenien.

L'originalité de la poursuite de cette étude consistera à coupler plusieurs techniques de caractérisation, afin de répondre aux multiples problématiques à la fois scientifiques et industrielles.
Parmi les méthodes prévues pour cette étude, on retrouvera la spectrométrie DRX, la microspectrométrie InfraRouge (FTIR) ainsi que la pyrolyse Rock-Eval pour la caractérisation fine des assemblages argileux.

L’étude minéralogique des faciès/microfaciès gréseux et carbonatés en microscopie (optique, MEB) et cathodoluminescence sera aussi entreprise afin de contraindre au mieux l’évolution diagénétique des réservoirs, de même que la quantification de la porosité par la méthode (14C-PMMA).
Les inclusions fluides seront d’un grand apport pour comprendre l’histoire thermique du Bassin de Berkine ainsi que la relation avec les migrations primaires des hydrocarbures.

L’ensemble de ces données seront exploitées dans le modèle 3D réservoirs, qui sera construit à l’aide du logiciel de l’industrie pétrolière Petrel©.