Sur les réservoirs potentiels crétacés-miocènes en offshore du golfe de Hammamet par sismique et corrélations lithostratigraphiques
Résumé
L'interprétation des profils sismiques, des cartes isobathes et des corrélations lithostratigraphiques des puits pétroliers dans le golfe de Hammamet montrent des lacunes d'érosion ou de non dépôt fréquentes, des discontinuités, des variations latérales d'épaisseur et de faciès, des biseaux et des discordances des séries sédimentaires du Crétacé au Miocène. Le golfe de Hammamet correspond à une plateforme dominée par des zones hautes sous forme de plis et de blocs basculés qui sont induites par une tectonique polyphasée crétacé-miocène et plio-quaternaire. Celle-ci a engendré des mouvements d'instabilité du plancher sédimentaire par la réactivation d'anciennes discontinuités, pouvant être enracinées dans le socle. Les phases compressives NW-SE associées à cette tectonique, d'âge Maastrichtien-Danien, Yprésien-Priabonien (phase alpine), se caractérisent par des structures plissées et l'inversion d'anciennes failles normales. Elles ont créé d'importants espaces disponibles pour faciliter la sédimentation des séries miocènes. Les dernières phases transpressives NW-SE au Tortonien (phase atlasique) et au Plio-Quaternaire ont aussi engendré des structures plissées à axes NE-SW et des inversions de bassins. Ces phases alpine et atlasique s'amortissent vers l'Est lors de la transition onshore-offshore et leur ampleur augmente vers l'Ouest et le Nord-Ouest où l'on observe des zones fortement faillées et plissées, alors que vers l'Est, les zones sont faillées et structurées en horsts et en grabens. Tandis que les phases transtensives NE-SW se sont produites surtout au Serravallien supérieur-Tortonien inférieur et Messinien-Gélasien en créant des bassins en pull-apart. Pendant ces périodes transtensives se sont développés des bassins subsidents en grabens, demi-grabens, et des blocs basculés donnant lieu à des émergences de paléostructures. La variation latérale et l'alternance en profondeur et en faciès des séries peuvent contribuer à la formation de réservoirs carbonatées et siliciclastiques pour l'accumulation des hydrocarbures. Les pièges, observés sur les lignes sismiques interprétées, se forment au contact des failles ou en biseau par discordance ou hiatus soit par l'intercalation de sédiments poreux et perméables sous contrôle de l'eustatisme, la tectonique et/ou la sédimentation. Les contraintes mises en jeu ont créé un système de fractures et ont ainsi contribué à augmenter l'interconnexion entre pores/fractures dans les réservoirs. Elles ont permis la migration des hydrocarbures de la roche mère (Serdj, Bou Dabbous-El Gueria) vers les réservoirs et ont amélioré ainsi leur qualité, en particulier dans les formations Fahdène/Aleg, Bahloul, Abiod, Bou Dabbous, Fortuna/Ketatna, Aïn Grab, Birsa, Saouaf.