Recherche de sites de stockage de gaz au Nord-Est de la Tunisie

UNIVERSITE 7 NOVEMBRE A CARTHAGE
FACULTE DES SCENCES DE BIZERTE
DEPARTEMENT DE GEOLOGIE

MEMOIRE DE MASTERE PROFESSIONNEL EN GEO-
RISQUES

Intitulé

Recherche de sites de kage de gaz au Nord -Est de la Tunisie

Elaboré par : KILANI Walid

Soutenu, devant le jury composé de

+ Mr. Noureddine BEN AYED : Professeur (FSB) ........Président

+ Mr. Abdessalem EL GHALI : Maitre conférences(FSB) ........ Rapporteur

+ Mme. Narjes KAROUI YAAKOUB : Maitre assistante(FSB) ......Examinatrice

25 juin 2009

+ Mr.M'ed EL Amine LOUHAICHI : Docteur (GEOLOGUE CONSEIL) .Examinateur

·

Plan

Première partie : Le stockage des hydrocarbures.

1. Introduction

2. Objectifs du travail

3. Méthodes

4. Le stockage: solution stratégique 4.1. L^'approvisionnement en énergie garantie par le stockage

4.2. Stockage des sources d'énergie

4.3. Possibilités et avantages du stockage souterrain

4.4. Aperçu sur la disponibilité en gaz en Tunisie

5. Typologie du stockage souterrain 5.1. Principe de stockage du gaz dans les cavités rocheuses

5.2. Principe de stockage du gaz dans le sel.

5.3. Plan d^'un projet de stockage de Gaz dans une caverne de sel ou bien cavités de roche

· Deuxième partie : Le nord est Tunisien (zone d'étude)

1. Cadre géologique

2. Lithologie

2.1. Le Trias

2.2. Le Jurassique 2.3. Le Crétacé 2.4. Paléogène 2.5. Néogène

2.6. Pliocène

3. Evolution structural et tectonique

3.1. Cadre structural

3.2. Analyse tectonique du secteur

3.3. Résumé des événements tectoniques caractérisant le secteur

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?Troisième partie :

1. Généralités sur les méthodes sismiques

1.1. La sismique réflexion

1.2. Stratigraphie sismique et découpage séquentiel

1.3. Les Cartes géophysiques

2. Interprétation sismique

2.1. Présentation des compagnes sismiques

2.2. Calage des puits

2.3. La carte en isochrones au toit de la formation Hakima

2.4. La carte en isochrones au toit de la formation Oued El Mellah

?Quatrième partie : Synthèse et conclusion.

1. Critères de localisation des sites : nature lithologique, volume, profondeur

2. Paramètres petrophysiques

Les limites de cette recherche

Première partie

1. Introduction

Problématique :

La question essentielle de la recherche est : comment localiser les sites de stockage des hydrocarbures pour qu'ils constituent une ressource énergétique et économique ?

Pour répondre à cette question

D'abord on a identifié les différents types de stockage des hydrocarbures dans le monde :

- Le stockage basé sur la porosité, dans les aquifères et autres systèmes pétrolier... - Le stockage dans des cavernes ; anciennes mines, dans la roche ou dans le sel...

Le choix de la méthode constitue la solution plus ou moins adéquate de point de vue financier pour le cas de la Tunisie.

Motivation de la recherche

- Motivation d'ordre académique; le stockage des hydrocarbures constitue un domaine de recherche qui demande une investigation d'ordre théorique.

- Motivation d'ordre empirique : le stockage des hydrocarbures se présente comme une solution pour faire face et confronter les crises énergétiques du moment qu'il permet d'économiser notre ressource financière et nationaliser notre dépense en matière d'énergie.

Afin de répondre à la question principale et apporter une réponse à la motivation, on a opté la démarche suivante :

D'abord on a identifié les différents modes de stockages d'hydrocarbures selon les optiques économiques.

On a choisi la méthode qui se base sur le sel à fin de stocker les hydrocarbures.

Notre choix de méthode se justifie de point de vue financier et géologique (le nord tunisien est un pays de sel dû aux différentes phases géologiques).

Les instruments de recherches

- Base de données (géologie pétrolière (logs, profil sismiques du nord tunisien)). - Outil de modélisation GDM (geologic data manager).

- Outil de numérisation et dessin Corel graphique suite X4.

L'application et la simulation a permis de

- Reconstruire des logs.

- Déterminer la nature du sel.

- Déterminer la hauteur utile pour le stockage. - Réaliser des cartes isochrones.

- Localiser les sites favorables.

Résultat de la recherche

La technique de stockage dans le sel est la plus adéquate vue le rapprochement géographique au grand Tunis, la raffinerie de Bizerte et grands ports du pays ainsi que les pipelines Algéro-italien et autres ressources gazières.

Tenant compte des circonstances actuelles financières et géopolitiques ainsi que les perspectives du développement durable, la question du stockage des hydrocarbures devient incontournable vu la marge du temps que peu donner le stockage en cas de crise.

2. Objectifs du travail

Ce rapport s'inscrit dans le cadre de la localisation de sites propices aux stockages. Les objectifs à atteindre sont les suivant :

> Identifier les différentes méthodes de stockage dans le monde.

> Faire une étude des secteurs qui répondent aux exigences du stockage.

> Etablir une corrélation entre les différents puits.

> Définir la structure de la zone d'étude.

> Faire une estimation des volumes des zones propices.

Ces objectifs seront traités en se basant sur les données de forage et la sismique réflexion

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3. Méthodes

> Déterminer la technique la plus rentable applicable dans le secteur d'étude. > Etude géologique :

- Lithostratigraphie (description des formations et corrélation entre les différents faciès).

- géophysique (calage des puits et la réalisation de carte en isochrones au toit de Oued el Mellah et Hakima dans le nord-est de la Tunisie).

4. Le stockage : solution stratégique

Le stockage souterrain est la préservation des différents types de substances en sub-surface. Cette technique se fait en cavités rocheuses ou salines, aussi bien que dans les gisements de pétrole ou de gaz exploités et dans les zones aquifères (fig.1). La technique du stockage est plus avantageuse en comparaison avec des méthodes conventionnelles de stockage (ensembles de citernes = tank farms), économique, et sur tout non-polluante.

Généralement, le stockage souterrain est adapté dans les cas suivants:

- stockage du gaz naturel et du gaz liquéfié. - stockage du GPL (gaz de pétrole liquéfié). - stockage du pétrole naturel et ses produits. - stockage de l'air sous pression

- stockage des déchets dangereux.

Figure 1:installation industrielle du stockage souterrain.
(Bulletin de la chambre tuniso-allemande de l'industrie et du commerce 1983)

4.1. L'approvisionnement en énergie garantie par le stockage

Dans ce qui suit, on va détailler quelques aspects de L'approvisionnement en énergie en Tunisie. On va présenter les possibilités du stockage souterrain des hydrocarbures liquides et gazeux, tout en discutant les avantages et les bénéfices.

Le développement économique s'accompagne d'une consommation d'énergie croissante, éventuellement en connexion avec une réorganisation structurelle de l'économie d'énergie. Comme conséquence, les prix fluctuants et les utilisations des sources d'énergie nouvelles ou alternatives. Ces derniers deviennent énormes, avec l'augmentation de la consommation, des capacités de transformation, et aussi avec celles du stockage.

Outre le mazout, le gaz naturel et le GPL (le gaz de pétrole liquéfié) représentent des sources importantes d'énergie qui nécessitent de nouveaux systèmes de stockage économique intermédiaire ou de réserve. Dans ce cas, il faut bien s'attendre à voir ces sources d'énergie, économiques et non polluantes. Par conséquent, ces techniques de réserve jouent un rôle nécessairement plus signifiant dans l'avenir, comme ils peuvent servir davantage pour satisfaire la demande croissante.

Toutes ces causes appellent à répondre à la question suivante : Que faire pour mettre à la disposition de cette demande un approvisionnement suffisant d'énergie?

4.2. Stockage des sources d'énergie

La demande croissante d'énergie engendre d'intenses fluctuations de demandes spécifiques et provoquent une perturbation dans lapprovisionnement continu. Ces fluctuations de demande découlent de l'utilisation des différents supports énergétiques de caractère saisonnier. Un approvisionnement interrompu peut être attribué à une multiplicité de causes. Parmi ceux on note la production ou la livraison irrégulière pour raisons techniques, l'influence atmosphérique sur le transport et sur tous les facteurs politiques et économiques.

Le volume total du stock est déterminé en fonction des fluctuations existantes, des pronostics qui les concernent ainsi que de considérations d'ordre économique et/ou politique. La réserve stratégique, en prévision de situations et de conflits militaires.

Sans doute, il faudra des stockages pour garantir l'approvisionnement et le bon choix du stockage à établir dépendra considérablement de ces dimensions.

Dans le passé, on a établi des ensembles de citernes (tank farms), selon la méthode de construction en acier adapté aux produits, des capacités de stockage plus élevés rendent possible l'utilisation, d'une façon plus économique, d'installations souterraines. Par conséquent, la multiplicité du stockage souterrain représente un potentiel énergétique qu'on pourrait considérer comme facteur de sécurité pour l'économie et la prospérité.

4.3. Possibilités et avantages du stockage souterrain

Les stockages souterrains sont établis dans des formations géologiques qui assurent un dépôt sans risque du produit de stockage. Pour le pétrole brut et les produits pétroliers, il convient d'utiliser les stockages en rocher et dans le sel, pour le gaz naturel ceux établis plutôt dans le sel ou en aquifères.

En général, les stockages souterrains, d'un volume utile de 100 000 m³ et plus, se sont montrés rentables en comparaison avec les citernes conventionnelles. Selon la nature et le volume du produit, les couts spécifiques de stockage ne sont que minimes en Comparaison avec ceux entrainés par le stockage conventionnel en surface. Même les couts d'exploitation sont relativement moins chers pour un rapport des couts (Fig. 2, 3).

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Figure 2: Comparaison des couts spécifiques du stockage par mètre cube, installation d'exploitations incluse.

(Second Arab seminar on underground Storage)

Figure 3: Comparaison des possibiités des stockages pour hydrocarbure liquide et gazeux.
(Second Arab seminar on underground Storage)

Autres avantages décisifs en faveur du stockage souterrain, par rapport au stockage conventionnel en surface:

· Moins de risques pour le produit stocké par des influences externes. En cas de rupture d'une canalisation ou d'un accident sur un puits, le gaz naturel jaillit et se dilue rapidement dans l'atmosphère car il est plus léger que l'air et sous pression. Cette fuite produit un bruit intense (comme un réacteur d'avion). Si le panache rencontre une source de chaleur cette fuite peut s'enflammer. Le jet de gaz prend alors la forme d'une torche, d'une hauteur d'une dizaine de mètres, dégageant une chaleur importante qui peut être dangereuse pour les personnes directement soumises au rayonnement thermique. Alors que dans une enceinte métallique le risque d'explosion est plus important.

·

Préjudices au milieu écologique réduits au minimum avec la méthode du stockage sous terrain.

· Superficie minimale pour les installations de surface d'injection et prélèvement. Réalisation des stockages souterrains, dans des conditions géologiques appropriées, également possible au dessous d'une superficie réduite et limité (par exemple par des constructions existantes, ou par sa localisation à l'intérieur des raffineries).

· Couts modérés du service du stockage (voir Fig. 2).

4.4. Aperçu sur la disponibiité en gaz en Tunisie

Les activités de l'exploration/ production des hydrocarbures en Tunisie ont connu un développement important au cours du 9 et 10mé plan de développement économique et social. Cet effort est consentis dans le domaine de l'énergie par l'entré en production de plusieurs découvertes d'huile et de gaz.

La contribution du champ Miskar, El franig, Baguel, Tarfa et Oued Zar/Hammouda. On contribués a l'atténuation de déclin naturel des principaux gisements en gaz (fig.4).

Figure 4:historique et prévision de la disponibiité en gaz en Tunisie des champs en cours de production et prochainement
développable (ETAP Rapport Annuel 2005).

D'un autre coté, la maitrise des couts d'exploitation des concessions, ont permit de prolonger la durée de vie des champs tel que celui de Tazarka, ainsi que le renforcement de l'infrastructure pétrolière et gazifière par la réalisation d'une série d'ouvrages de transport de brut et de gaz naturel (pipeline Sidi El Kileni-Skhira, pipeline El Franig/Baguel) (Fig.5).

Figure 5:Estimations de la dépendance Tunisienne en gaz (ETAP Rapport Annuel 2005).

Compte tenu des perspectives d'évolution de la demande énergétique sur le marché local d'une part, régression de la production national en hydrocarbure. D'autre part, le déficit de la balance énergétique nationale est appelé a croitre dans les années à venir. A fin de faire face à cette nouvelle situation déficitaire, l'état à fixé des objectifs, tel que, la promotion de développement des champs marginaux et la maitrise des couts d'exploitation et d'investissement.

5. Typologie du stockage souterrain

A cause de l'histoire géologique de la Tunisie, la multiplicité des phases tectoniques ainsi que les dépôts qui s'échelonnes de roches sédimentaires jusqu'aux volcaniques. Ceci implique des méthodes différentes pour le creusement des cavités danse les rochers. Des formations de sel, comme condition préalable pour l'établissement des cavités de sel. Le sel se ren-

contre au nord du pays sous forme de dômes halocénitique (dans la majorité des cas) et au sud sous forme de strates. L'établissement éventuel d'installations de stockage souterrain est favorisé par la géologie tunisienne.

Il faut vérifier et confirmer la qualification des formations géologiques, sel, roche ou aquifère ; par une investigation géologique des emplacements choisit .Le sel à forer ; soit comme sel stratifié, soit dans la configuration halocénitique, doit se présenter avec un caractère homogène, une résistance aux contraintes suffisante et une profondeur favorable.

Les stockages établis dans le sel montrent, en raison de la plasticité du matériel, une étanchéité idéal. La roche se rencontre sous forme de roche éruptive ou sédimentaire. Les conditions pour l'établissement des stockages dans la roche sont : un crevassement minimal et une stabilité suffisante, mais au contraire pour les aquifères, il faut une perméabilité et un volume interstitiel suffisants.

Les cuves souterraines sont creusées par forage (cavités dans la roche) ou établis par lessivage (cavités dans le sel) (Fig.6). Ils sont en fonction de plusieurs paramètres citant par exemple: la profondeur, la forme et la dimension dont dépendent la roche et éventuellement des conditions spécifique du produit.

Figure 6: Cavité dans le sel.

Cette méthode de construction permet, l'établissement de grandes cavernes avec un meilleur rapport de prix. Les stockages dans le sel présupposent des possibilités d'évacuation de

la saumure produite par lessivage. Ils montrent aussi une étanchéité absolue, mais les cavités dans la roche ont besoin de mesures supplémentaires pour leur établissement, leur maintien et la condition de contrôle de l'étanchéité ; en raison de la nature de la roche et de sa genèse.

L'exploitation des cavernes, et en particulier l'évacuation du produit stocké, se font par des pompes immergées ou encore, par déplacement de la saumure cas de cavités dans le sel. Pour cela, il est recommandé de construire un bassin de saumure à la surface (présentation at Gazteh 82 by prof. Dr Ulf E. Lindblom, Hagconsult, Sweden).

Lorsqu'il s'agit du gaz naturel, les cavités de sel se révèlent, sous certaines conditions parfaitement convenables, il en est de même des structures aquifères ou pour les gisements épuisés de pétrole et de gaz.

La sécurité du produit stocké étant déjà assurée au moyen du stockage souterrain. Les installations en surface pourraient être également, en cas de nécessité, établis sous terre dans des constructions protégées. A l'exception du bassin de saumure, déjà mentionné si dessus, toutes les installations en surface (pompes, technique du contrôle et de mesure) ne demande qu'une superficie très réduite.

Le stockage peut être réalisé dans plusieurs niveaux du sous-sol, mais le stockage dans les aquifères et les anciennes mines est rare malgré son existence car il présente beaucoup de difficultés sur le plan technique et géologique. (Fig.7)

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Figure 7: Dispositif de stockage dans un aquifère (Universalis X).

Certains produits exigent des critères bien déterminés pour être stockés, par exemple prenant le cas des hydrocarbures liquides, ce produit ne peut être stocké que dans les cavités rocheuses salines en présence des caractéristiques suivantes :

· Une profondeur adéquate de la formation saline ou bien rocheuse.

· Une qualité adéquate soit de la roche dure ou bien du sel.

· Un emplacement stratégique en fonction des raffineries, des zones industrielles et ur-

baines. (fig.8)

Figure 8: Courbes conditions physiques et typologie du stockage sous- terrain pour le GPL
(METHODS OF UNDERGROUND LPG STORAGE by Dr Ulf E.Lindblom, Hagconsult, Sweden).

5.1. Principe de stockage du gaz dans les cavités rocheuses

Cette technique de stockage se fait dans les granites, les gneiss, les schistes et les calcaires. Dans ce cas, on installe les poches de stockages à une profondeur de 30 à 200m au maximum. A une profondeur bien déterminée, dans les fractures, le gaz est soumis sous l'action des forces de pression externes et internes. (Fig. 9)

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Figure 9: Forces agissantes sur la cuve du gaz dans les fractures de la roche.

Avec

P1, P2 : pression de l'eau

Pg1, Pg2 : pressions du gaz

Pc1, Pc2 : pressions capillaires

äw, äg : densité gaz, eau

L : longueur de la cuve

h : hauteur capillaire (capillaire height)

C : coefficient

Si on considère l'état d'équilibre lorsque la cuve n'est pas encore remplis de gaz. Les équations àt=0 suivantes sont valides :

P2 + P = Pg2

P1 + P C1 = Pg1

(P1 - P2)+ (Pc1- P)= Pg1 - Pg2 or à t=0 Pg2 =0

P1 - P2 = Pg1 (Forces en équilibre) relation (1)

P1 - P2 = äw g (1-L) (écoulement) relation (2)

Pc1 + Pc2 = äw g C h (capillarité) relation (3)

En résolvant ces équations, le gradient exigé peut être écrit comme suite:

[I = 1 - (?? h) 1 - (?? h)

?? ] relation (4)

??-(????

????)

(METHODS OF UNDERGROUND LPG STORAGE by Dr Ulf E.Lindblom, Hagconsult, Sweden).

En étudiant les critères hydrauliques de l'étanchéité, la relation (4) met en exergue une cavité très étirées (L>> c h). Dans ce cas le risque de rupture augmente. Ce risque est en accord avec les observations de cavités touchées par des fuites gazeuses induisant ainsi des bulles sous forme des gants « fingerlike ».

Cependant, les résultats des calculs théoriques montrent par conséquent de concevoir des cavités de stockage avec un gradient hydraulique supérieur à 1. Ce qui veut dire que le quotient de la différence de charge hydraulique entre deux points d'un milieu poreux saturé, sur une même ligne de courant, par la distance les séparant sur cette ligne de courant doit être

supérieur à 1. (Fig.10)

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Figure 10

Ainsi, l'expérience a montré que c'est impossible de saturer une masse rocheuse. Les fuites du gaz se font par des fissures existant dans la roche. Pour que les fissures ne soient jamais égouttées, l'eau doit être infiltrée dans la masse de la roche pendant les opérations minières. Gela est fait par un système de trous forés parallèles (drillholes). Ainsi, l'eau est pompée de façon continue dans ces trous (Fig.11).

Figure 11: Critères de conception pour un système de lame d'eau au dessus d'une caverne de GPL.
(METHODS OF UNDERGROUND LPG STORAGE by Dr Ulf E.Lindblom).

Ce type de stockage est contrôlé pas des conditions spécifiques dont le but d'aboutir aux bons résultats.

En effet, dans le cas d'une nappe avec écoulement ou bien absence total d'eau, il est exigé de procéder à un revêtement. Ces conditions spécifiques de la roche et son imperméabilisation (avec drainage et contrôle de fuite de produit additionnel) offre une meilleure condition de stockage, soit pour le produit stocké ou pour l'environnement.

5.1.1 Stockage réfrigéré

Ces installations sont localisées à une profondeur relativement faible. Le stockage du GPL

dans les cavernes de mines a été beaucoup utilisée pendant des années ; tel l'exemple des installations suédoises pour propane à -400C dans les granite, réalisée en 1965.

La présence deau dans les formations avoisinantes est souhaité, puisque cette eau en état réfrigéré garantie l'étanchéité de la cavité mais, les baisses de températures du produit entreposé causeront la migration de la chaleur dans la roche environnante. Afin que cela ne crée une augmentation considérable de la pression, un cycle de la réfrigération doit être réalisé. Le choix du site devient très important. Les zones fracturées doivent être évitées, pour ne pas dépenser une énergie considérable dans le refroidissement d'une part, d'autre part les ré-

seaux de fractures par les quels peu suinter l'eau et par suite se geler par un échange thermique ceci qui représente un handicape pour ce type de stockage.

D'autre part le refroidissement a pour effet l'augmentation du la pression tensionnel ce qui réactivera les fractures dans la roche qui a tendance à s'ouvrir. Les raisons mécanique de la roche appel à éviter les secteurs ou les failles s'entre croisent.

5.2. Principe de stockage du gaz dans le sel.

Le stockage du gaz dans le sel est analogue à une bouteille de gaz comprimé, en tans que volume, ce type de réservoir possède une dimension plus élevée; il peut atteindre plusieurs milliers de mètres cubes, avec une hauteur de quelques centaines de mètres et de diamètre de quelques centaines de mètres. La résistance mécanique à la pression du gaz est assurée par le poids du terrain. Le sel gemme (la halite) est la roche de prédilection pour le creusement de tels ouvrages en raison de ses caractéristiques d'étanchéité excellentes, de sa solubilité dans l'eau. En effet, le sel gemme permet le creusement par dissolution (technique beaucoup plus facile et moins onéreuse que le creusement minier traditionnel), et par sa bonne résistance mécanique à la rupture. (Sous étreinte isotrope correspondant à la pression géostatique due au poids de terrains sus-jacents, soit environ 0,023 MPa par mètre de profondeur).

Le stockage en cavités creusées dans le sel présente l'avantage de performances en débit d'émission inégalables en regard des quantités de gaz immobilisées.

Les chlorures sédimentaires, et en particulier la halite, la sylvine et la carnallite, sont les plus importants pour l'industrie (voir tableau. 1); il convient de souligner cependant l'intérêt de la cérargyrite, AgCl2, notable minerai d'argent, et de l'atacamite, de formule Cu2(OH3) Cl, qui sont exploités dans certains « chapeaux » de gisements sulfurés.

L'halite est un minéral qui à l'état pur forme une roche sédimentaire constituée uniquement de cristaux de chlorure de sodium (Na Cl). Les formations salifères se présentent en couches plus ou moins épaisses pouvant atteindre ou dépasser le millier de mètres et en dômes d'extension verticale souvent très importante (quelques milliers de mètres). Sa porosité très petite et fermée (porosité inter cristalline : c'est la porosité résultante des vides laissés entre les cristaux à la suite d'une recristallisation ou d'une précipitation. Les faces des pores sont généralement planes et la dimension des vides sont très variables. Sa perméabilité très faible (inférieure à 10-17 m², soit 10-² milli Darcy) lorsqu'il est confiné. Ces propriétés (petite porosité et faible perméabilité), et les phénomènes capillaires qui leur sont liés, garantissent

l'étanchéité des cavités de stockage de fluides non mouillants tels que le gaz et les hydrocarbures.

Tableau.1 Classification des Chlorures naturels (Universalis X).

5.2.1. Conditions physique pour la réalisation de cavités dans le sel

Plusieurs conditions sont nécessaires pour l'élaboration de ces cavités parmi ceux on note : la géométrie, la pureté, la profondeur, l'épaisseur et le fluage.

· La géométrie : les structures en dôme sont les plus adoptés pour la construction des cavités salines, mais ce ci est aussi possible dans le sel en couche.

· Pureté : le sel ne doit pas présenter aucune trace de potassium, d'anhydride ou d'argile en théorie (le potassium ou de magnésium, fluent en général beaucoup plus que le sel gemme d'où leurs risques), mais en pratique un mélange de 1 à 10% et même plus de matières in-

·

solubles (anhydrite et argile) et sans mélanges considérables de potassium et manganèse, comme dans la plupart des cas, est convenable pour l'installation de cavernes.

Profondeur : une caverne de stockage dans le sel peu se faire a des profondeurs oscillant entre 200 et 1 800 m en dessous de la surface.

· Épaisseur : dans la mesure du possible, le sel stratifie ne doit pas avoir moins de 80 a 100 m d'épaisseur. Cette épaisseur minimale est primordiale pour la stabilité structurelle de la cavité, de façon à ce qu'il soit possible de laisser une paroi de sécurité entre le plafond de la cavité et les formations qui le surplombent. Les dômes de sel ont normalement des ex-

tensions verticales allant jusqu'a 1 000 m.

(Haddenhorst, H-G., Lorenzen, H., Meister, F., Schaumberg G. und Vicanek,J., Hochdruck-ErdgasSpeicherung in Salzkavernen ErdÖl-Ergas-Zeitschrift 80).

· Le fluage du sel, devient d'autant plus rapide que la profondeur croit (plus de1000 mètres). La vitesse du fluage du sel gemme varie dans un facteur de 1 à 20 (selon la cristallisation du sel, selon sa teneur en impuretés (argiles, anhydrite, calcite...= les insolubles..). Aucune rupture n'a été enregistrée sur le millier de cavités de stockage, dont plus d'une centaine de gaz naturel, exploitées de part le monde, depuis plus de trente ans pour les plus anciennes. Les études géotechniques pour le dimensionnement des cavités de stockage doivent répondre aux conditions de la loi rhéologique du sel.

La cavité de stockage est soumise à une contrainte sensiblement hydrostatique (les contraintes horizontales et verticales sont égales). Le poids du terrain dont la densité est de 2.3 exerce une contrainte géostatique (vierge ou terrastatique) s'accroît d'environ 0,023 MPa par mètre de profondeur. A 800m de profondeur elle vaut donc environ 18.4 MPa (184bar). L'équilibre naturel des terrains est rompu à cause du vide crée, ce qui pourrait provoquer une instabilité mécanique dont les manifestations peuvent se traduire par une diminution de volume de la cavité par fluage ou écoulement du sel, et corrélativement par la subsidence des terrains jusqu'en surface. Des ruptures localisées voire générales apparaissent possibles.

L'étude de la stabilité est la première étape des études. En générale, elle est réalisée à l'aide d'une solution analytique obtenue par intégration de la loi de comportement viscoplastique (les déformations élastiques étant négligées) en assimilant la cavité à une sphère

isolée en milieu homogène et isotrope d'extension infinie. On évalue ainsi l'ordre de grandeur de l'évolution de la convergence (ou diminution de volume) d'une cavité projetée soumise au scénario d'exploitation envisagé. Si la convergence apparaît raisonnable (par exemple inférieure à 2% par an), la deuxième étape des études de stabilité est entreprise. Elle consiste cette fois à utiliser un modèle maillé pour optimiser, en terme de stabilité, les choix de :

- la pression minimale de service.

- la géométrie d'une cavité.

- l'espacement minimal des cavités.

- la zone sur laquelle seront développées les cavités lorsque l'épaisseur de sel est importante.

Les simulations sont cette fois effectuées en tenant compte des différentes formations environnantes et en approchant au plus près la réalité quant à la géométrie des cavités. L'attention se porte non seulement sur la convergence (l'espacement et la géométrie en étant des facteurs importants) mais encore et surtout sur les risques de rupture.

A cet égard, bien qu'aucune unanimité des rhéologue n'existe sur ce point, il semble qu'il ne peut pas y avoir de rupture du sel si en tout point les contraintes principales restent inférieures à une valeur de l'ordre de + 2,5 MPa (résistance à la traction). Notons que les contraintes de traction sont positives et celles de compression sont négatives (dans un liquide au repos, les trois contraintes principales sont égales, à la pression).

Ces exigences ne révèlent pas un caractère décisif pour la configuration et de la profon-

deur de la cavité en elle-même. (J. Gérard DURUP.2001).

5.2.2. Pré-investigation

· Faisabilité géologique : Le rassemblement et l'étude de toutes les informations géologiques en tenant compte des formations appropriées au stockage. (Rapports de forage, carottage...).

· Faisabilité économique : Quand on a pu établir à laide de la pré-investigation géologique, qu'il existait bien une formation favorable pour la construction d'une aire de stockage souterrain, on peut alors procéder aux investigations économiques. En fonction de l'éloignement des zones de demande, et pour les cavités de sel, les possibilités d'approvisionnement en eau pour le procédé de lessivage et les possibilités d'élimination de la sau-

mure doivent également entrer en ligne de compte, de plus il faut voir les cotas concernent d'investissement et tout spécialement les pipelines a travers le pays qui sont nécessaires au raccordement de l'installation de stockage avec les installations des consommateurs.

? Faisabilité technique : le choix de la méthode de stockage et la forme de la cuve sont fonda mentaux. Les critères qui déterminent cette prise de décision:

- conditions géologiques et tectoniques.

- morphologie du terrain.

- distance entre les installations de stockage et la raffinerie ou toutes les autres zones de demande.

- infrastructures (liaisons entre le champ de cavités et le réseau routier existant, Les pipe-lines, l'approvisionnement en énergie...).

- installations d'écoulement de saumure (pour les cavités de sel).

5.2.3. Investigation géologique et mécanique du sol

Quand la localisation de laire de stockage a été déterminée selon les critères cites cidessus, on entreprend obligatoirement des études géophysiques supplémentaires. Les échantillons (carotte) ne doivent pas seulement être prélevés à des profondeurs de la cavité en question, mais également dans les formations supérieures.

Afin d'harmoniser les résultats de deux ou de plusieurs forages d'exploration, on peut entreprendre des études sismiques supplémentaires entre ces forages. Elles sont susceptibles de fournir des indications sur les zones des accidents et failles locales ou sur les défauts qui pourraient exister dans l'ensemble de la cavité.

Les carottes seront examinées en laboratoire; on s'attachera à apprécier leur comportement d'un point de vue mécanique, leur composition chimique et leur comportement de dissolution (pour les cavités de sel).

L'interprétation des résultats des forages d'exploration, des investigations géologiques et des analyses faites en laboratoire sera présentée dans une étude de faisabilité préliminaire. Si les résultats s'avèrent insuffisants (formations sélectionnées et emplacements), pour se prononcer en envisage d'autres forages d'exploration ainsi que d'autres études physiques. On discutera de l'appréciation géologique, l'appréciation mécanique des roches et des différents procédés de construction, de stockage ainsi que des voies daccès en dépendant.

Quand il s'agit de cavités de sel on décrit les différentes méthodes d'extraction, les possibilités d'élimination de la saumure, et les techniques d'injection et de récupération.

Quand il s'agit de cavités rocheuses, on expose en détail les techniques minières d'obtention des cavités (excavation conventionnelle ou entièrement mécanique) ainsi que les techniques de construction des puits d'accès (tunnel d'accès au puits vertical) on s'attache également a discuter des possibilités d'élimination de tous les matériaux provenant des travaux d'excavation.

Le schéma préliminaire d'écoulement montrera le caractère indispensable des pipelines a travers le pays, l'importance de l'approvisionnement et de la distribution de Lénergie, ainsi que, la nécessité des équipements en surface (bâtiments, stations de pompage, station de blanket et, installations pour le chargement et le déchargement).

Une estimation approximative des couts (précision de 25 %) (Couts d'investissement et couts d'exploitation et un planning seront communiqués; celui-ci couvrira la période à partir de la conception à l'achèvement et au premier remplissage des cavités.

Suivant un ordre personnel des priorités (couts, sécurité, caractères, stratégiques, localisation...) La solution retenue.

5.2.4. Aspects techniques de la construction de cavité

Equation d'état du gaz appliquée à la masse de gaz dans la cavité, l'équation d'état s'écrit :

(1) P.V = m.r.Z.T

Avec :

·	P, T		= Pression et température moyennes du gaz en cavité.	·
V	= Volume de la cavité (volume en gaz).		·
Z	= Facteur de compressibilité du gaz en fonction de P, de T et de la composition du gaz.		·
m	= Masse de gaz contenu dans la cavité.		·
r	= R/M R = 8,315 J.mol-1.K-1		?
M	= Masse molaire du gaz (kg.mol-1).

Par la définition même du stock de gaz exprimé dans les conditions normales de pression et de température, l'équation d'état peut s'écrire :

·

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(2) P0.S = m.r.Z0.T0

Avec : P0, T0 = Pression et température de référence, c'est-à-dire dans les conditions normales : P0=1,013 bar et T0=273,15 K (0°C)

· Z0 = Facteur de compressibilité du gaz dans les conditions normales (égal à 1).

· S = Stock de gaz ou volume occupé par la masse (m) de gaz dans les conditions normales.

En éliminant (m, r) entre (1) et (2), on obtient :

(3) P.V=S.(P0/T0).Z.T

Stock de gaz en cavité (S)

Consernant des raisons d'étanchéité, on définit une pression maximale de service (PMS) et pour des raisons de stabilité une pression minimale de service (PmS). Ces deux pressions sont en règle générale définies à la profondeur du sabot (base) du cuvelage de production. Les températures correspondantes dépendent de l'histoire thermique de la cavité. On définit néanmoins un stock maximal (SM) et un stock minimal (Sm) théoriques, calculés par l'application de l'équation d'état du gaz, en fixant arbitrairement (guidé par l'expérience) :

· une température à la PMS (en général de l'ordre de la température géothermique à la profondeur moyenne de la cavité).

· une température à la PmS de l'ordre de 20 à 30 °C inférieure à la température géothermique. Par souci de simplification, on admettra dans la suite que le gaz est parfait et que la température (T) est constante et égale à T0 /P0 =273,15/1,013. L'équation d'état (P.V = m.r.Z.T) se simplifie :

(4) P.V=S

Il est important de retenir que cette approximation entraîne une erreur relative de moins de 15% sur l'inconnue déterminée.

> Stock maximal: SM= PMS.V .

> Stock minimal: Sm=Pms.V .

> Stock utile: Su=SM-Sm= (PMS-PmS)

(J. Gérard DURUP.2001)

A titre d'exemple pour fixer les ordres de grandeur d'une Cavité :

Volume V=100 000 m3 à 800 mètres de profondeur

PMS=230 bar; PmS=80 bar

Stock maximal: SM=PMS.V=230.300 000=23 000 m3 (n)

Stock minimal: Sm=Pms.V=80.100 000= 8 000 m3 (n)

Stock utile: Su=SM-Sm= (PMS-PmS).V=23 000-8 000= 15 000 m3 (n)

5.3. Plan d'un projet de stockage de Gaz dans une caverne de sel ou bien cavités de roche.

Ces deux techniques ont des points en communs ainsi que des différance, pour cela qu'on a

établit ce tableau (tableau. 2) :

Cavernes dans le sel

Cavité dans la roche

Géologie - Choix de l'emplacement de la cavité, s'il y a plus d'un forage, élaboration du schéma du champ de cavités en fonction des résultats de l'investigation de stabilité de la cavité. De plus, on procédera à l'élaboration de la méthode d'exploitation, des installations de stockage. - Détermination du programme de travail géologique du programme de collection des échantillons, du programme de calculs de forage ainsi que la préparation des documents nécessaires a l'obtention des autorisations officielles pour les forages. Forages · Sites de forage ainsi que les voies d'accès en fonction des possibilités routières existantes et du réseau d'approvisionnement. · Programme de tubage et détermination du diamètre et des profondeurs du tubage. · Programmes préliminaires de forage. · Programme de complément pour le procédé de lessivage.		- Pour la réalisation de ce type de projet il faut tout d'abord avoir une idée clair de la géologie de surface ; une bonne connaissance de structure géologiques, détermination du réseau des failles (la tectonique et la néotectonique du secteur d'étude), surtout une suivie détaillée des série géologique et les structures qui servent pour la technique de stockage. - Détermination des emplacements de la cavité selon les résultats des investigations géologiques, hydrogéologiques et mécanique des roches. - Orientation de l'axe de la cavité en tenant compte des zones de failles souterraine ainsi que de la profondeur à laquelle se trouve le plafond de la cavité en accord avec les résultats des essais hydrogéologiques. - Détermination des forages, carottage et des essais de pressio- métrie ainsi que des mesures à l'extensomètre. Technique d'excavation · Tunnel d'accès et mise en place des puits. · Excavation d'un tunnel d'accès ou d'un puits vertical par les méthodes conventionnelles de forage et d'explosion ou en creusant un puits d'un large diamètre pour le renforcement des puits · Cavité : détermination de la hauteur de la cavité, de sa largeur et de sa longueur. · L'installation des cavités se fait par l'application de deux méthodes différentes soit en utilisant la méthode d'excavation qui est une méthode con-

Routes, sites et bâtiments

· Routes menant à l'emplacement des cavités.

· Bâtiments d'administration avec un es-pace pour les mesures et le contrôle, une station de pompage pour les produits.

· Séparateur, purificateur.

· Installations pour le chargement.

Pipelines à longue distance

· Pipelines en relation avec les raffineries et avec les usagers munis de toutes les liaisons entre le site principal et les cavités.

Equipement mécanique.

· Stations de pompage de produits.

ventionnelle de forage sur plusieurs étages. Soit en utilisant la méthode par utilisation d'un sondeur a demi ou a plein fonds de taille.

· Pour garantir une bonne stabilité de la cavité, on doit renforcer les roches au moyen d'ancrages en utilisant du béton et un cercle d'acier.

· Routes et accès.

· Développement du champ des cavités et adaptation des voies d'accès existantes aux exigences des importants équipements nécessaires.

· Site de la cavité, site principal détermination des dimensions de toutes installations.

· Bâtiments et installations sur le site principal ; bâtiment d'administration avec un laboratoire et des installations répondant aux besoins du personnel, station de pompage, station de mesures et de contrôles, installations d'exploitation, réservoir a saumure (si nécessaire).

· Station d'approvisionnement en eau fraiche, détermination de l'emplacement et de l'importance des structures.

· Structures d'écoulement de la saumure, séparateur (si nécessaire).

· Pipelines de longue distance, et système de pipelines sur le site.

· Pipelines à eau fraiche, pipelines à saumure, pipelines à blanket possédant tous les raccordements pour les claviatures et pour les tètes de cavités.

· Pipelines a produits y compris les claviatures sur le site principal munies de tous les raccordements pour tètes de cavités.

· Stations de pompage de produits.

· Systèmes anti-incendie.

· Stations, de pompage pour l'approvisionnement en eau, pompes principales, pompes saumure et pompes a blanket.

· Approvisionnement en gaz naturel et en

? Systèmes anti-incendie.

Approvisionnement en énergie.

· Approvisionnement en énergie (Gaz naturel et/ ou électricité).

· Systèmes de mesure et de télécommande.

· Systèmes de sécurité (protection contre la corrosion et protection contre la foudre).

Estimation des couts (précision 15 %). Planning.

énergie électrique.

· Mesurage et technique de téléguidage.

· Systèmes de sécurité (protection contre la corrosion et protection contre la foudre).

Procede de lessivage.

· Rassemblement des données de base, dessins schématiques, méthodes de lessivage, détermination des pertes de pression du système, détermination des limites de pression pendant l'exploitation, optimisation du temps nécessaire pour l'accomplissement du processus de lessivage, détermination du type, du volume et de la fréquence des contrôles du procédés de lessivage.

Déplacement de la saumure et premier remplissage des cavités avec le produit.

· Sélection des méthodes de déplacement et de remplissage.

· Achèvement des cavités pour l'exploitation du stockage.

· Détermination de l'équipement en surface et les liaisons.

Méthode pour le travail d'achèvement et pour l'exploitation du stockage.

Estimation des couts (précision de 15 %). Planning.

Tableau 2 : comparatif des plans de réalisation de stockage en profondeur.

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Deuxième Partie

Étude géologique

Pourquoi le stockage dans le nord-est tunisien ? Potentiel en hydrocarbure de la zone :

Le nord-est de la Tunisie correspond à une zone encore appelé zone d'imbrication disséquer par des grabens de direction NW-SE à potentiel probable de pétrole. Les principaux objectifs d'exploration sont les réservoirs d'âge Campanien-Maastrichtien (formation Abiod formée de calcaire crayeux fracturé), l'Yprésien (formation Bou Dabbous formé de calcaire fracturé) et la dolomite fracturée du Trias. Ces réservoirs ont donné du gaz et du pétrole (Zinnia, Belli, El Mensah et Utique).

Dans ce secteur on peu voir de nombreux suintements de pétrole et de gaz, indiquent l'existence de systèmes actifs pétrole. Les roches mères sont d'âge; Yprésien (Bou Dabbous), Turonien (les calcaires stratifié de la formation Bahloul), Albien inférieur (les blacks shales de la formation Fahdène), Barrémien (le calcaires de la formation Mchérgua).

Les pièges dans ce secteur sont de types structuraux (anticlinaux faillés, sur des roll over). Il est possible d'avoir des pièges stratigraphiques. Ces accumulations sont généralement d'âge Crétacé. (Tunisia Open Acreage 2003)

La zone est tectonisé et les pièges sont en majorité structuraux, cela suggère qu'on aura des petits gisements éparpiller. Ces derniers rendent la récupération par la mise en place des pipelines jusqu'aux zones portuaire, ou bien si on transport par camions de gaz naturel compresser onéreuse.

Geographie :

La raffinerie de Bizerte, Le pipeline algéro-italien, ainsi que d'autres sources jouent un rôle important puisqu'ils peuvent alimenté directement les cuves de stockage.

Economie :

Le facteur éloignement par rapport aux zones de consommation, grandes agglomérations et zones industrielles, intervient beaucoup dans le choix du site, il n'est pas convenable de stocker du gaz dans un site de la zone de Téboursouk, par exemple, et faire une deuxième déviation pour alimenter les zones industrielles côtières du nord.

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Figure 12: Localisation du secteur d étude

En se basant sur les donnes de forages, ainsi que, sur les travaux réalisés ceci est un résumer faisant la description lithologique du secteur d'étude. (fig.12)

1. Cadre géologique

Le Nord-est de la Tunisie comprend la basse vallée de la Medjerda et montre un système de plies en-échelon représenté par l'anticline de Messeftine-Zaarour à l'ouest, lié à l'Est par l'anticline de Mellah-Kechabta-Hakima-Nadhour.

Ces anticlinaux sont limités au Nord par les lacs d'Ichkeul et de Bizerte, et au Sud, par les

plaines de Mabtouha-Utique. (Coupe ben Ayed fig.26).

Vers l'Ouest, la plaine de Mateur est séparée de l'anticline de Messeftine-Zaarour de la zone des écailles d'âge Yprésien. Vers le Sud Ouest, l'affleurement triasique de SakkakTentna représente la terminaison Nord-est de la zone des dômes. Le Nord-Ouest de la basse vallée de Medjerda à un modèle structural caractérisé par différents domaines, ainsi on a en allant du NE au SW on distingue :

Le Nord-Ouest correspond à des nappes contenant des séries miocènes turbiditiques reposant en discordance sur un substratum déformé parautochtone et autochtone d'âge Oligocène inférieur c'est l'unité Kasseb. (Rouvier1985)

Vers le sud au niveau du Djébel Ammar; la géométrie de la basse vallée de Medjerda est différente de son équivalant vers l'Ouest. Elle correspond à un bassin de grande échelle remplit des dépôts continentaux épais d'âge Miocène-Pliocène.

2. Lithologie

Le but premier dans ce travail est de trouver du sel gemme essentiel pour le stockage dans le sel et par conséquent trouver une série sédimentaire typique. (fig. 13)

Figure 13 : Série sédimentaire détritique grossiers et roche salines (Universalis X).

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Figure 14 : carte de localisation des forages étudiés

Nom du Forage: SL-1 Messina par : Wand Kilani

achollo: 1 / 1000 Tranche de profondour: 0.00 NA - 490.00 IVI
Stage Formation CD		Prof. (m)	Lithologie	Description lithologique
-- RI E CD lig = f:34^.		50 100 150 200 250 300 350 400 èsCD		Argils jaune plastique.
				Sable fin jaune.
				Mame bariolée jaunatre et bleu.
				Sable fin.
				Gravier avec gros moellons.
				Mame brune verdatre et bleu.
C · CD Co t D				par : Walid Kilani calcaire gris tacheté de brun. Mamas jaunes brunes et bleus avec traces irreguliéres deatiquegypse. cal té d b
				brunes bleus traces irréguli calcaire et avec á
				Mamas brune á tache bleues. Gros calcaire gris.
				Mame plastique brune a taches bleus cendrées. Traces de gyps° et d'anhydrite.
				Mame brune a taches bleues. Traces de gypse. Gros gris glocaunieux
				Mame brune a taches bleus.
				brune à taches bleus cendrées. Traces ératique. gris hydrite
				plastique brune a taches bleus cendrées. Traces
				Mame brune a taches bleues cendrOes avec intercalations de mama rouge. Trace de gyps° poudreux.
				de^gyps° et d'anhydrite. Mame brune a taches bleues cendrOes . gyps° poudreux et traces de grés conglomératique gris brun. acMame b durpar endroits conglom
				Mame brune a taches éatique traces de grs
				gris bleu, marne brune. bGros
				Mame jaune brune a taches bleues cendrOes.
				Mame brune avec traces de grés gris clair.
				Gros congl6m6ratique gris bleu.
				marne bune. et bleu . traces de sable gris clair.
				brune a taches bleues avec gypse. neMame à aches blees cendrées
				Gros Mame bariolée.
				Mame plastique brune a taches bleus.
				Gros gris. Mame bariol6e avec gypse.
				atique gris bleu. brune fonc6e a taches bleues de gypse.
				Mamas compact° arise, brune et bleu avec gypse. aches beues taches avec gypse
				Mame plastique arise. Mame brune a taches bleues. atique gris Marne bario
				Gros conglom6ratique brun.
				brune à taches bleus.et marne gr6so-sableuse brune. brun. bailéTraces de av grés gyps Gros conglomératique brun et grés gris clair glauconieux
				Mame compact° arise et m ame sableuse brune a taches brune fo
				Mame grise et brune avec taches rouges.
				teCalcaire marneuxblancatachesfauves.Calcaires ggrise, ^brunegris clair et bleu avec avec gypse. m ameux gris ^s450 brun.^roues. cal cairns a taches violacées. Marne grise Marne rouge^brune àet taches blues. Gros salines. grisatre. Les calcaires gris brun o atique brun
.) -2 I--
				gypsififore arise. Claire et bleuatre. Gyps° cristallin grise et m ré
				brun. gréso-sableuse rouge avec gypse abandant.
				atique brun et grés gris^gris bleu. clir glauconieux.
				Gyps° bariole et marne violacOe avec gypse.

		86
				par
				D
				e.
				e.
				e.

		par : Wal

Kilani Walid

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2009

Nom du Forage: Mn.1 Dessine par : Wald Kilani Echelle: 1 / 5000 Tranche de profondeur: 0.00 M - 2916.30 M
Etage	Formation	Prof. (m)	Lithologie	Description lithologique
.8 ^Fel	i200 c g in d'h	iCalcainas 50 100 150 250 300 400 450 e ma 800 . 700 ^aire ire g d'hui ban 900 fran 950 1000
				memoutde couleur grise pafois beige predorn insets sun les memos et les calcaires.
				Calcaire fin gds et beige.
C .2 n				Calcaire memeuxgris awe cares passees un peu plus nlarnel.e.
			beigCalcaire	°Romances de memo calcaires gds et de calcaire gds claire et compact Nom breuses passes de memos gds Nonce.
2 = 2 12
				Calcaire et memo-calcaire gds et gris-noir.
arn ts s risE ne 8				legerement memeux noir et bitimineux(fissures impregnées).
				°Romances de calcaire noirde memo calcaire et de marrie.
				Calcaire franc gris-calcaire et memo-calcaire gds-noir bitimineux Mines passees memouses belles fissures impregnées d'huile.
i de pa 8			500	Mamo-calcaire noir et bitimineux
				Calcaire franc gris-clair et memo-calcaire gris-noir et
				Mamo-calcaire gds predominant quelques banes calcaires et quelques passees de memos Ranches
= .2 ar re ).
				Memos gris-fonc6 predorn inentS sun memo-calcaire.
C de re				Calcaire gris-fonc6 avec races passages plus memeux
				Memos gris-fonc6 avec nom breux banes de memo-calcaire et quelques passees de calcaire francs (calcite de fissuration frequents par endroits).
				95% des cuttings = Calcite.
				Memos gris-fonc6 avec nom breux banes de memo-calcaire et quelques passees de calcaire francs (calcite de fissuration frequents par endroits).
= fon 8 -fo fon
		alcair 1100 1150 1200 1250 ts) 1300 1350 c des 1450 1500 1550 1600 1650 men 1750 1800 pact 1900 1950 2000 2050 2100 2150 2200 2250 2300 2350 -noir 2450 d2550 2600 2650 ssant es 0 2800 x vec q 2900 elvacs		°Romances de calcaire gris-noir et fin awe des memos gris-foncrequelques niveautde calcaire memeux
fon ire ssu				Calcaire gds-noir compact et fin.
				Calcaire gris-fonc6 compact avec passees de memos wises.
				Memos wises avec quelques intercalations de memo-calcaires.
i .2'				Memos wises argileuses devenant légerementgreseuse la base.
				Memos gris-noir agile-greseuseuse awe cares et minces passages de gres gds-noir Ms fin et compact
ca				Memos argileuses et legerementsiliceuses avec quelques minces passees de quartile.
				Memos plus calaires gds 4 gds-noir.
				Memos et memo-calcaires gris-fonc6 compacts feuilletes par endroits. Mamo-calcainas et calcaires memeuxgris-noir.
				Memos et memo-calcaires gris-fonM desenent Ripener^-lent greseuovera le bas.
				lease° m icesbanes de gres tees fin dun et cimente. Memos et memo-calcaire gds fence devenant legerement greseuovera le bas.
				Mamo-calcaire gds fiancé. Fines passees de gres fin et cimente.
				Memos wises finementgreseuses. Races passees de memo-calcaire.
				Calcaire greseux mai consolide et detritique. Mame grise de plus en plus gnbsouse passant oars le has 4 gres quartet° franc dues et corn pacts.
				Memos wises greseuses avec nom breuses passees de gres fin +/- quarbriteurcet une petite intercalation de calcaire brunets delritique.
			nant léCalcaire	brunatre ties detritique et greseux
				Mame gris-noir genéralementgreseuse avec quelques banes de calcaire memoute Orbitolines et quelques passees de gres quarbriteutblencs.
				Mame gris-noir greseuse. Passees de Ewes quarbtique blenchatie devenant de plus en plus frequantes oars le bas.
zite es a at nat M
				Memos gris-noir. Parfois un peu plus calcaires. toujoura fortement greseuses passent locallement á de minces banes de quarbrite francs.

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2.1. Le Trias

2.1.1. En affleurement

Le trias affleure en plusieurs localités telles qu'El Alia, djebel Ichkeul, Ain Ghlél, et jalonne généralement les grands accidents de direction NE-SW.

La lithologie est chaotique et formée d'argiles bariolées (vert, rouge, lie de vin) contenant souvent des grés rouge brun, des dolomies (jaune ou marron) du gypse (saccaroïde ou fibreux). A Ain Ghlél ce faciès montre une pseudo-stratification plus ou moins organisée. (Voir

tableau.3 page 52)

2.1.2. En sub-surface

Les forages qui atteignent le trias (le puits UTQ1 par Maxus en 1995 et ROD 1) montrent un autre aspect lithologique différent. à UTQ1 (fig.15), le trias rencontré à partir de 1450m se présente sous forme de calcaire et des dolomies avec de rares intercalations d'argiles. Cet

aspect carbonaté s'accentue dans le puits Raoued1. (fig.16). (Voir localisation des forages fig.14)

Figure 15: Log lithologique duforage UTQI.

25 juin 2009

0

N
N

E

0

Figure 16 : Log lithologique du forage Raoued1.

25 juin 2009

La limite probable entre le trias carbonaté et le trias évaporitique se trouve sous la plaine actuelle d'El Mabtouha (Kassem, 2004). (fig17)

Figure 17: Shcéma structural de sub-surface. (Kassem, 2004)

Le Trias inférieur et moyen forme un excellent réservoir d'hydrocarbures dans la zone d'Utique, elle est dominée par des faciès dolomitiques microcristallins parfois saccharoïdes généralement non poreux, de mer peu profonde, avec des espèces de spores habituellement rencontrées dans des sédiments triasiques, et des minces intercalations de calcaire oolitique à texture mud-stone à pack-stone parfois grain-stone. La majorité de cette série triasique joue le rôle d'un réservoir potentiel quand elle est fracturée et bréchique (porosité entre 130 et 320 %o) ; la bréchification pourrai être provoquée par la faille chevauchante bordière de la

25 juin 2009

structure. (Rappoert ETAP)

Le processus de karstification évaporitique n'a pas joué un grand rôle dans le développement de la porosité : l'épaisse série évaporitique de la formation Mellaha à du jouer le rôle de barrière pour toute infiltration des eaux météorique (Rappoert ETAP).

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2009

2.2. Le Jurassique

2.2.1. En affleurement

Dans la région le seul affleurement du Jurassique se trouve à djebel Ichkeul (Alouani 1991) série stratigraphique est subdivisée en 4 termes : les séquences a, b et c décrite ont été rapportées à l'oxfordien kimméridgien (Bonnefous, 1967), la puissance totale de la série Jurassique est de l'ordre de 260m.

2.2.2. En sub-surface

En profondeur dans la même zone les dépôts jurassique sont totalement absents dans le puits UTQ1, cette lacune sédimentaire est liée soit à la probable formation d'un horst Synjurassique ou bien post-jurassique postérieurement érodé.

2.3. Le Crétacé

Les affleurements crétacés dans ce secteur sont très réduits. Ils sont représentés par deux pointements : l'un entre El Alia et Ras Zebib, l'autre au Djebel Sfaia (situer au sud- est du forage el Haroun). Vers le Nord, on passe vers un milieu de sédimentation beaucoup plus profond «Sillon tunisien ». (Rouvier, 1985)

2.3.1. Valanginien-Hauterivien

La série du valanginien-hauterivien est représentée sur le versant nord-occidental du Djebel Ammar, entre les affleurements du Jurassique et le village de Sidi Thabet. Son épaisseur atteint les 760 m. Cette série peut être subdivisée en deux ensembles lithologiques

- Un ensemble argilo-calcaire d'áge valanginien,

- Un ensemble argilo-gréseux d'âge hauterivien. (kassem, 2004)

2.3.2. Barrémien

Le coeur de Djebel Ammar est d'âge barrémien, ainsi que, le flanc occidental de l'anticlinal faillé de djebel Nahli où on observe des marnes grises à gris verdâtre, alternant, vers le sommet avec des bancs marno-calcaire au barrémien supérieur (Berthe, 1951).

En profondeur, le sondage AH-1 a traversés sur 580 m les dépôts barrémien. (Rapport ETAP)

2.3.3. Aptien

Au djebel Ammar, l'Aptien en partie est représenté par des marnes schisteuses, des calcaires et des marno-calcaires avec une épaisseur allant de 260 m à 580m. à djebel Nahli

Cette série est plus épaisse par rapport à celui du djebel Ammar, puisqu'elle peut atteindre

900 m d'épaisseur. (kassem, 2004)

2.3.4. Albien-Cénomanien (Formation Fehdène)

Le premier relief couronnant le coeur du massif de djebel Ammar est formé par la série albo-cénomanienne qui peut atteindre une puissance de 200 m (une barre calcaire de 15 m d'épaisseur, surmontée par des alternances de marnes grises, de calcaires marneux et de calcaires). Le Cénomanien au Djebel Ammar débute par des calcaires gris clair auxquels font suite des alternances de calcaires et de marno-calcaires. Au sommet, la séquence devient franchement marneuse avec de rares intercalations calcaires. L'épaisseur de cette série dé-

passe 80 m. (kassem, 2004)

Au Djebel Nahli, les affleurements d'âge albien sont visibles à l'Ouest de ce massif. Ils sont constitués d'alternances de calcaires, de marnes et de calcaires marneux dont l'épaisseur est de l'ordre de 90 m. Ces niveaux sont riches en macro et micro faunes. Alors que pour le Cénomanien, il est constitué d'environ 140m d'alternances de marnes prédominantes avec des calcaires gris blanchâtre plus rares. (Pini, 1971)

En subsurface Les forages examinés ne montrent pas ce niveau

2.3.5. Turonien Campanien (Equivalent Aleg)

Au Djebel Ammar, le Turonien est constitué par une alternance de calcaires en bancs épais et minces.

Au-dessus de la falaise turonienne, les calcaires gris à rares intercalations de calcaires marneux et concrétions ferrugineuses, sont attribués au Coniacien Campanien inférieur. (Pini,

1971)

Au Djebel Nahli, sur le versant oriental, une série assez monotone d'alternances de marnes et de calcaires forme l'ensemble compris entre l'Albien et le Campanien supérieur, épais d'environ 560 m.

2.3.6. Cénomanien-Turonien

Il s'agit de calcaires argileux disposé en petits lits minces blanchâtres, un peu crayeux (Burollet, 1951). C'est l'affleurement le plus ancien du secteur d'El Alia, il appartient au Cénomanien inférieur.

2.3.7. Sénonien

Les principaux affleurements du Sénonien sont situés aussi à El Alia et djebel Sfaia (au sudest du forage El Haroun). Ils sont constitués de deux ensembles lithologiques : le premier, à dominance marneuse, correspond au Sénonien supérieur et au Campanien basal, alors que le deuxième, à dominance calcaire, correspond au Campanien supérieur (Burollet, 1951).

2.3.8. Campanien Maestrichtien (Formation Abiod)

A l'affleurement la formation Abiod dans le secteur n'est pas décrite mais en profondeur, elle fut un objectif primaire dans le creusement du puits UTQ1. Elle se présente sous forme de calcaires dolomitiques sur 11m d'épaisseur entre 1389 et 1378 m en discordance entre le Trias et le Miocène supérieur, probablement sous l'effet d'érosion. Car au puits GMT1, la formation Abiod se présente sous forme d'une dalle de calcaire massif blanc, parfois argileux, épaisse de 115 m.

Au Crétacé, la sédimentation est à dominance argilo-carbonatée attestant un milieu beau-coup plus profond «Sillon tunisien ». Cette période se distingue également par d'importantes variations d'épaisseurs pourraient être engendrées par le jeu des failles majeures existantes dans la région. Cette relation entre la tectonique et la sédimentation de la plate-forme créta-

cée qui a fait l'objet de plusieurs travaux. (Chihi et al. 1984 ; Dlala, 1984 Ben Ayed, 1986 ; Chihi, 1995 ; Dlala, 1995 ;

Boutib, 1998)

2.3.9. Maastrichtien Paléocène

Le passage crétacé tertiaire est connu sous le terme de «marnes de transition» attribué au Maestrichtien Paléocène ou argiles d'El Haria. Elles sont grises, parfois grise a gris noir ou brunâtres, avec par endroits de grosses concrétions calcaires; au sommet la série s'enrichit de bancs de calcaires argileux en alternance avec des marnes. Elle est décrite à El Alia, au djebel Touahine, est de l'ordre de 215m. (Burollet, 1951)

Au djebel Sfaia, dans le secteur de Kechabta, les marnes du Paléocène affleurent en surface; elles sont rarement cachées par des éboulis superficiels peu épais, mais, elles ont pu être étudiées à la suite des trous à la tarière effectués par A. Lombard, M. Suess.(Burollet, 1951)

Au puits El Haroun-3 (fig18), foré dans la partie nord-ouest du bassin de Kechabta-Messeftine, (le Paléocène est traversé entre 2000 et 2856,6 m de profondeur). La lithologie est essentiellement constituée d'alternances de marnes grisâtres à noirâtres parfois rougeâtres et de calcaires gris clair, avec l'existence par endroits de la calcite, de la pyrite, de glauconie et de sel gemme. Les mêmes observations sont décrites dans le puits EL Haroun-1(fig19).

					25 juin 2009
	Figure 18 : log lithologique du forage El Haroun 3.

arg
vi alc

es n

Figure 19 : log lithologique du forage El Haroun 1.

pale

t m

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2.4. Paléogène

2.4.1. Eocène inférieur à moyen (Bou Dabbous-El Garia)

2.4.4.1. En affleurement

La région d'El Alia et de Metline, l'Eocène inférieur est formé de calcaire légèrement argileux blanc à blanc jaunâtre, à aspect parfois crayeux, laissant une trace blanche au toucher. Il est cependant massif dans certains bancs, et souvent très dur. Certains lits sont glauconieux

(Burollet, 1951).

Au djebel Touahine l'épaisseur de l'eocène inférieur à moyen est de l'ordre de 40 m, il est formé de calcaires marneux très fins.

Au djebel Sfaia, dans le massif de Kechabta l'eocène inférieur à moyen présente un aspect différent : il est marno-calcaire à la base, parfois un peu glauconieux et plus massive et cristalline vers le haut.

2.4.4.2. En subsurface

Au puits d'El Haroun-3 (fig.18), la série est épaisse de 32 m et elle est formée essentiellement d'alternances de calcaires et de marno-calcaires gris foncé avec présence de pyrite. Dans le puits UTQ1 (fig.15), la série est totalement absente (fig. 14). Cette variation peut être expliquée soit par une tectonique synsédimentaire soit par la présence de structures hautes au moment du dépôt ce qui a provoqué le non dépôt ou un dépôt réduit.

2.4.2. Eocène supérieur -Oligocène (La formation Souar)

L'éocène supérieur est décrit par Burollet au village d'El Alia au Djebel Touahine, il est formé d'une série de marnes plus ou moins calcaires, blanchâtres ou grises. Par contre on note l'absence de l'Oligocène à l'affleurement. (Burollet, 1951).

D'après Kassem 2004 la répartition et l'évolution de la nature et de l'épaisseur des sédiments d'âge éocène-oligocène en affleurements et dans les sondages pétroliers, traduisent une mer étendue, relativement profonde où se sont déposés les calcaires à globigérines. La subsidence y est présente mais, peu importante notamment à la fin de cette période.

En affleurement les dépôts oligocènes sont absents, de même en subsurface dans les puits situés dan le secteur de Kechabta-Messeftine. En revanche, ils sont très développés localement dans le Golfe de Tunis (offshore) où le puits MGT1 a traversé 600 m d'épaisseur, alors qu'ils sont absents dans tous les autres puits avoisinants (GMT1, Slimène1, ROD1, Zembra).

2.5. Néogène

Burollet (1951) à définit la succession de séries d'âges miocène et pliocène correspondant respectivement aux formations Hakima, Oued El Meleh, Kechabta, Oued Bel Khédim, Chaabet-Tebbala attribuées au Miocène supérieur et aux formations Raf-Raf et Porto Farina d'âge

pliocène (Fig.19).

	50			en fossie
	200
bt
	1000
				tre en alternanace avec des bacs d t ltii

Figure 19 : Coupe synthétique de la série mio-pliocéne).

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Lithostratigraphie de la formation Hakima

2.5.1. Formation Hakima ou Mellaha

Les sections litho-stratigraphiques de la formation Hakima relevé dans Djebel Hallouf, Oued Mellaha et Djebel Hakima voir montrent une lacune faunique. Ceci est dû à un environnement de dépôt qui pourrait être lagunaire ou intertidale à côtiers. La macrofaune tel que les gastéropodes, ceritides et microflore tel que les fragments de plantes et bois, sont clairsemés ne fournissant pas l'âge précis de la formation Hakima.

Les miospores détectés et analysés pour le compte de PREUSSAG donnent un âge pas plus ancien que le miocène supérieur pour la formation Hakima. D'après les travaux de l'ETAP la formation Hakima est marquée dans le tortonien.

La sédimentation de la formation Hakima est clastique et épaisse. Elle s'est effectuée dans un bassin subsidient.

D'autre part la distribution des faciès au sein de la formation Hakima est contrôlée par la présence de tempestites, sable tidal, schiste détritique, conglomérats d'érosion. C'est une unité clastique régressive qui est bien préservée par les schistes marins transgressifs de la formation Oued EL Mellah. La base de Hakima est bien exposée à djébel Hallouf. Elle est composée de sables blancs grossiers, se déposant en discordance sur les grès bioclastique attribué à un âge Oligocène.

Dans le puits EL Haroun-3, la base de la formation Hakima est principalement arénacée et déposée en discordance sur les calcaires à globigérine de la formation Bou-Dabbous.

Le secteur d'infiltration d'huile décrit dans les puits SF (djebel sfaia) est interprété comme zone élevée pendant son dépôt. La formation Hakima et a été submergés par le dépôt des schistes marins transgressifs de la formation Oued EL Mellah (Rapport ETAP). La subsidence était en activité dans la région d'EL Haroun et de Kechabta, cette dernière peu expliquer cette épaisseur de dépôt des (formations Kechabta, Oued bel Khédim, RAF RAF et Porto Farina) qui atteigne jusquà 1000m.

2.5.1.1. Section de djebel Hakima

Figure 20: Coupe géologique du Dejebel Hakima

Dans cet endroit la formation Hakima (fig20) est de 515 m d'épaisseur principalement composé de schistes conglomératiques. Son âge n'est pas clair dû au manque de contenu faunistique. Le niveau du grès grossier marquant la base de la formation Hakima vu à djebel Hallouf est absente à djebel Hakima. C'est probablement dû au dépôt puis érosion ou au non dépôt. La base de formation Hakima déposée inconformément sur la série de PaléogèneCrétacé et/ou par la faille sur une section mince triasique. Le sommet est marqué par un niveau conglomératique indiquant une inconformité entre la formation oued EL Mellah et la formation Hakima. Dans les affleurements de champ, la formation Hakima se compose de quatre unités, de bas vers le haut on a :

a) Schistes Conglomératique (jusqu'à 60 m d'épaisseur) de couleur, gris vert à brun, doux, et plastique. La nature lithologique laisse penser que le dépôt sait effectuer dans un environnement intertidal.

b)

Grès et schistes (70 m d'épaisseur) de couleur beige-rougeâtre, granuleux, subarrondi, parfois conglomératique au niveau de la surface d'érosion, la séquence se compose de mince à épaisses lits variant d'épaisseur entre (0.1 à 3 m), intercalés avec des schistes de couleur vert-gris, doux, localement conglomératique à stratifié, arénacé et localement plastique. La nature lithologique laisse penser que le dépôt sait effectuer dans un environnement intertidal.

c) Schistes avec passées de grès (260 m d'épaisseur) de couleur gris à vert, doux, en blocs ou stratifié, silteuses et arénacé localement et contiennent des passées gréseuses. La nature lithologique laisse penser que le dépôt sait effectuer dans un environnement intertidal.

d) Schistes avec les conglomérats (130 m d'épaisseur) principalement rougeâtres, douces et ayant une dureté modérée, d'aspect en blocs à stratifié, localement plastique, fines avec des passés conglomératiques (de 0.1 à 5m) il s'agit des éléments de calcaire Bou Dabbous et Abiod) les lentilles sont de diamètres décimétriques à millimétriques et sont sub-arrondis, homogènes et modérément classés. Cet arrangement laisse penser que le milieu de dépôt est celui d'une plaine côtière.

2.5.1.2. Section de djébal Hallouf

A Oued EL Bahr et Djebel Hallouf, la formation Hakima est inconformément déposés sur les ensembles du crétacé inférieur et les grès bioclastiques sont probablement attribués à un âge Oligocène. Ceci a été tronqué par érosion avant le dépôt de la formation Hakima dans de petits bassins d'avant pays. A Djebel Hallouf, la formation Hakima est de 457 m dépaisseur composée de trois membres; de la base jusqu'au sommet on a:

a) Membre 1 = 6 m d'épaisseur. Formé de grès beige, de granulométrie moyennement grossière, faiblement cimenté par la silice, sub-arrondie à arrondie, y compris les grains dispersées du quartz secondaires (de couleur noir à blanc). Ce matériel constitue un niveau conglomératique qui indique l'inconformité Tortonienne

b) Membre 2 = 211 m d'épaisseur. Ce membre présente une alternance de bancs des grès et des schistes:

? Les grès : Brun, fin à peu grossier, sub-arrondi à arrondi, moyennement à bien cimenté par la silice, organisé en lits d'épaisseur mince à épaisse (0.20 - m) et qui incluent localement des corps conglomératiques hétérogènes (éléments de Triasique et Oligocène) avec de sables de tempestites formant quelques figures sédimentaires et des petits chenaux sableux.

? Schistes : Brunâtre, stratifié, sableux, on peu y trouver des silts stratifiés.

c) Membre 3 = 240 m d'épaisseur. Ou on y trouve des schistes, de couleur vert-gris, stratifiés à massive, tendre, arénacés, avec rares stratifications de grés.

2.5.1.3. Section d'oued Mellaha

A Oued Mellaha, la formation Hakima affleure partiellement. Elle est de 230 m d'épaisseur et principalement composé de schistes gypsifère et plastique de couleur varié comprenant de parfois des corps gréseux à grain fin et du gypse. Ce facies s'est produit dans un bassin subsidient dans des conditions évaporitique dont la tranche d'eau est très peu profonde. L'environnement du dépôt laisse penser qu'il s'agit donc d'une plaine supra tidale-côtière.

La base de la formation Hakima est interprétée pour être à une hauteur de 300 m. Elle est marquée par une inconformité régionale indiquant l'érosion de séries sous-jacentes de Miocène-Oligocène. Le substrat de la formation Hakima a impliqué les blocs séparés d'âge crétacé et paléogène semblablement à l'affleurement de djebel Sfaia.

Ces blocs composés des calcaires Bou Dabbous et Abiod d'aspect réservoir avec la série de schistes de la formation EL Haria et Aleg qui sont probablement couverts par les schistes plastiques et déformés des formations Hakima et Oued de EL Mellah

Comparaison entre le faciès triasique et celui de la formation Hakima :

	Faciès Triasique		Faciès Hakima
Lithologie do- minante	40% Vert, gris, rougeâtre, jaunâtre, durci, tendre localement laminé, Massif localement à stratifié, mélange de schistes gypse et grès.	Schiste		70% Vert, gris, rougeâtre, jaunâtre, tendre, plas- tique, massif, sableux, silteux, gypsifère.
	30% Blanc, foncé, rose, épais, massif, saccaroïde, contenant des impure- tés, tendre à durci.	Gypse		10% claire à gris, mince, laminaire, avec des chicken wire structure, contenant des impuretés, durci.
	20% Beige-brunâtre finement granu- leux, bien cimenté, quartzitique fracturé	Grés		20% Beige, brunâtre à rougeâtre, fin à moyennement granuleux, localement faiblement cimenté, présence des figures sédimentaires, stratification lenticulaires (0.1 - 2 m).
	10% compacté, stratification mince à épaisse.	dolomites		0%
profondeur	Épaisseur Jusqu' à 1000 m		Jusqu' à 500 m.
Séquences de dépôts	Non contrôlée		Granocroissant/granodécroissant.
Secteur de dépôt	Rifting.		Bassin subsidient à tranche d'eau peu épaisse.

Tableau 3 : comparatif de la lithologie triasique et celle de Hakima

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Au puits Utique-1, la formation Hakima se présente comme une séquence évaporitique à la base, évoluant en interlits d'argiles et d'anhydrites vers le sommet, avec de rares intercalations de dolomie et de calcaire. La formation Hakima repose en discordance sur les calcaires et dolomies du Trias (350 m). Au nord-est du secteur, au puits Sidi Hassoune SHN-1(fig.21). Elle est aussi argilo-évaporitique, son épaisseur est réduite 140 m.

		660 e
on
	250
el m	500
ab
	15

Figure 21 : log lithologique du forage El Haroun 1.

Page 60

Kilani Walid

La formation Hakima commence par une discordance importante représentée par les conglomérats polygéniques. Par conséquent, on conclut, que la région de la basse vallée de Medjerda a été effondrée juste avant, et pendant le dépôt de la formation Hakima qui ne peut avoir comme âge que le Miocène supérieur. Cependant, durant cet intervalle, la Tunisie septentrionale a été soumise à un régime de compression régionale. (fig.23)

2.5.2. Formation Oued El Meleh

A l'affleurement, elle débute localement par des marnes brun verdâtre qui évoluent vers des alternances de bancs de gypse massifs et lenticulaires, son épaisseur est de l'ordre de 310m.

Au puits Utique-1, elle est plutôt à dominance argilo-évaporitique et épaisse de 150 m.

Au puits SHN1, elle est à dominance argileuse avec de rares intercalations dolomitiques. La puissance totale de cette formation est de l'ordre de 140m.

2.5.3. Formation Kechabta

A l'affleurement, elle est formée essentiellement d'alternances d'argiles gréseuses et d'argiles sableuses. Son épaisseur est de l'ordre de 500 m (Burollet, 1951).

Au puits Utique-1, la formation de Kechabta est dominée par des argiles avec une rare présence de grès, des traces de pyrites et de fragments de fossiles. Elle est épaisse de 200 m.

2.5.4. Formation Oued Bel Khédim

2.5.4.1. En affleurement

Les marnes et les calcaires de la formation Oued Bel Khédim marquent d'abord un retour à une sédimentation lagunaire fortement influencée par la mer, suivie par des dépôts lacustres

(Burollet, 1951).

La base, la série est essentiellement argileuse, riche en huîtres, et renferme parfois de rares intercalations gréseuses. Ces argiles se développent sur pré de 50m et évoluent progressivement vers des calcaires lacustres, blanchâtres. L'épaisseur apparente de cette série est de l'ordre de 240 m.

2.5.4.2. En subsurface

Au puits Utique-1, elle est à dominance argileuse avec de rares intercalations calcaires. Son épaisseur globale est de 310 m.

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Au niveau du puits SHN1 (son épaisseur se réduit à 160 m)

2.5.5. Formation Chaabet- Tebbala

Elle est attribuée au Pontien (Burollet, 1951). Elle constitue la partie sommitale des séries miocènes de ce secteur. Il s'agit d'un épisode de sédimentation continentale représenté essentiellement par des argiles sableuses, brunâtres ou rougeâtres, et des grès grossiers. Son épaisseur est de l'ordre de 50 m.

2.6. Pliocène

2.6.1. Pliocène inférieur (Formation Raf-Raf)

La série est représentée par des marnes gris verdâtre, épaisses de 200 m. Au puits Utique-1, elle est formée à la base par des argiles tendres, riches en calcaires et des sables à grains moyennement grossiers, ainsi que des fragments de coquilles. Son épaisseur est de 302 m. Au puits SHN1, où elle se réduit à 133 m.

2.6.2. Pliocène supérieur (Formation Porto-Farina)

Cette formation est à dominance gréseuse, de teinte jaune, riche en fossiles et ayant une puissance de l'ordre de 100 m. Elle est absente au puits Utique-1, mais très développée au puits SHN1, avec une épaisseur de 270 m.

Figure 22 : corrélation des puits du secteur d'étude

Figure 23: Corrélation lithologique entre les puits UTQ1 et SHN1 (rapport ETAP).

Sous les plaines de' Borj Touil `et `d'El Mabtouha' existe un changement latéral de faciès, d'un Trias évaporitique à un Trias carbonaté (Voir fig.17). En effet le Trias passe d'un faciès évaporitique au niveau de `Djebel Ammar' à un faciès carbonaté au niveau du puits. Par ailleurs, la série triasique carbonatée est également reconnue au large dans le bloc pélagien et au large de la Sicile, ce qui nous laisse admettre que la plaine de `Medjerda' constitue la zone charnière entre un faciès évaporitique à l'Ouest et un faciès carbonaté à l'Est. (Kassem

2004).

Au puits UTQ1, il y'a une discordance des dépôts du miocène supérieur sur les calcaires de l'Abiod. L'absence d'une importante série d'Eo-Oligocéne est associée probablement à une structure haute durant cette période.la superposition de toute la pile sédimentaire sur le Trias est en faveur de cette idée.

- La corrélation (fig .22) des puits montre, la discordance régionale des dépôts Miocènes sur les calcaires lutétiens au puits EH3 (fig.18), avec les calcaires Abiod à UTQ1, et avec les argiles d'El Haria à Raoued1 (fig.24).

- La série d'âge éocène-paléocène a été rencontrée dans les deux puits EH3 et EH1 elle est absente au puits UTQ1, celle-ci peut être expliquée par la présence d'un haut fond au niveau de ce puits pendant la période de dépôt.

- Aux puits UTQ1 et EH3 on a absence des dépôts oligocènes.

- Les dépôts mio-pliocènes, ils sont très développés dans les puits EH3, Utique1 et Bm.
- Le Miocène est essentiellement évaporitique surtout à la base des puits Bma, UTQ1,

Bmb et SHN1. La corrélation (voir fig.22) met en relief une variation latérale d'épaisseur,

avec réduction du Sud vers le Nord (1256,3 m à Bma et 758 m à SHN1).

Nom du Forage: bma Dessine par : Walid Kilani

Echelle: 1 / 5000 de profondeur: 0.00 M - 1131.00 M
Etage Formation /Tranche		Prof. (m)	Lithologie	Description lithologique
a) s- ra a) 5 e c	.c c p ati	50 100 31 150 gie 250 300 350		Sable fin à coquilles. Lumachelle sableuse.
				Sable fin et grassier.
				lles. grises et jaunes, plastiques a lits de grés calcaires leuse.sables plus ou moins consolidés.
c .0 0 0 .-- ci
ab C .0 0 O_
	Oued Bel 200	400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 950 1000 1050 1100		Argile a lits d'anhydrite.
	5 Kéchabta			jaunes, pastiques à lits de grés calcaires sable et de s ou m
	Oued Meleh 4		c900	Sel massif puis minces intercalations argileuses.
				Sel avec marnes argileuses et grés sableux
	Hakima			s argileuses et grés sableux argileuses gréseuses, saliféres.
	Equivalent 900			avec marnes aargieuses^de gréseuses fin eta fragments chloriteux.

log lithologique du forage bma

5 p ati		72 gie
				Description lithologique j
	300			q
	550			es grises à anhydrite et pyrite.
	50

log lithologique du forage bmb

En conclusion :

La zone d'étude montre des variations latérales de faciès et d'épaisseurs. Ces variations sont probablement contrôlées par des structures positives du trias et/ou par des accidents régionaux contemporains de la sédimentation.

3. Evolution structural et tectonique

L'interprétation des lignes séismiques du secteur, fait appelle conjointement aux données de sub-surface, et une étude géologique de surface, cela permet de suivre l'évolution géodynamique des bassins ainsi que la détermination des principales structures géologiques répondant à la question du niveau de stockage.

Le secteur concerné, se localise dans une zone structurale complexe, il s'agit de ^{l'extrémité}nord-est de la zone des diapirs au niveau du bassin molassique nord est de la Tunisie. (fig.25)

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3.1. Cadre structural

Mise en place des nappes et halocénèse :

Selon l'étude régionale réalisée dans le Nord de la Tunisie par l'équipe ETAP (1994-1997), il apparaît que cette zone a été affectée par la rotation du nord Afrique vers le nord-ouest et son contact avec la plaque Européenne durant le tertiaire.

Ainsi, le nord de la Tunisie représente l'extrémité est de la rive sud de l'arc alpin qui correspond à une zone de subduction, la collision des plaques l'Africaine et Européenne s'est effectué au cours de l'intervalle Crétacé supérieur-Miocène.

· La première phase tectonique correspond à la subduction induite par un champ de contraintes compressives régionales de direction N120 à N140. Cette déformation majeure a menée à la formation de nappes de charriages qui glissent sur des niveaux Triasiques (Kabylie en Algérie). Au cour de ce mouvement qui est d'âge Eocène en Tunisie, l'avancé des nappes induisent à la formation de deux types de bassins ; la formation des bassins de type Peggy-back (bassins transportés) vers le nord et la formation du bassin type fore-deep (une longue et étroite dépression qui borde la frontières orogénique, comme un arc insulaire, sur le coté convexe) vers le sud est. Ces derniers ont été comblés par les dépôts syn-tectonique.

· La deuxième phase (Langhien-Tortonien) est liée à la phase de blocage entre les plaques africaine et européenne. C'est la phase ultime de la collision au Langhien-Tortonien suite à une contrainte compressive de direction N140 à N160. Cette phase à causé le décollement et le charriage des turbidites Numidiennes vers le sud voir vers le Sud-Est.

Le déplacement de ces nappes, atteignent au environ 100 kilomètres. Remobilisant, ainsi,

certaines structures précédentes; les failles inverses ont eu un impacte amplifié grâce aux

mouvements halocénetique qui ont joué un rôle de semelle de savon. (Rapport ETAP).

3.2. Analyse tectonique du secteur

D'après les travaux de Rouvier(1977) ; la phase tectonique qui à conduit a la mise en place des nappes a induit un mouvement de surrection des reliefs qui bordent le bassin de `Messef-

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tine-Kechabta' (bassin au front des nappes), alors que les dépressions synclinales tendent à se creuser. Il suppose que sa mise en place est la cause directe d'un démentiellement et de l'érosion des reliefs émergés formés, principalement par une série détritique conglomératique. Burollet (1951) a suggéré que les séries du fossé d'effondrement, sont d'âge mio-pliocène avec des faciès détritiques, lagunaires et marines.

La phase compressive du néogène supérieur et du quaternaire ancien (la phase villafranchienne), ont induit la genèse de plusieurs structures applicatives d'age mio-pliocène. En fait, le plissement du Quaternaire ancien est majeur dans la Tunisie centrale (Castany, 1948) dans le nord de la Tunisie. Il a engendré la genèse des anticlinaux et des synclinaux particulièrement spectaculaires dans le bassin molassique du `Kechabta' et dans la région de `Sahel'. (Ben

Ayed, 1986).

En fait, au Langhien-Serravallien, les nappes de charriage ont débuté leurs derniers déplacements après leur avancée sur les unités autochtones. Au Tortonien inférieur, le plissement a donné les plis orientés NE-SW. Selon Ben Ayed (1986), cette phase a été associée à l'ouverture des bassins molassiques de Kechabta et de la moyenne `Medjerda' dont les produits de démantèlement des reliefs prennent leurs sources. La dernière phase de plissement du Quaternaire ancien, a causé d'une part l'apparition des plis de direction EW et d'autre part l'apparition de chevauchements de direction NE-SW. (Ben Ayed, 1986, Dlala, 1994). Un épisode de détente est a l'origine de l'effondrement de compartiment a conteurs polygonaux, tel que Le cas de la basse vallée `Medjerda'.

Le secteur d'étude comprend plusieurs bandes de plis de direction NE à ENE. Ces plis fléchissent pour adopter une nouvelle direction E-W. Ces derniers sont affectés par des accidents importants de direction variée, mais les plus important sont orientés NS avec un mou-

vement décrochant dextre (Ben Ayed, 1986) (fig.25).

Les structures plicatives de ce bassin sont représentées essentiellement, par des plis de direction moyenne NE-SW (anticlinaux de Kechabta, Messeftine, Besbassia, Utique, Ghar el Mellah).

3.2.1. Les anticlinaux de ce secteur

3.2.1.1. L'anticlinal de Kechabta

Cet anticlinal à coeur miocène inférieur et de direction proche EW. Cette ligne structurale est formée par Djebel Besbassia, Djebel Douimis et Djebel de Menzel el Ghoul. Il présente une seul fermeture périclinale a l'est anticlinal est bien fermé à l'est. D'après Burollet (1951), cette structure se sinde en deux : un petit anticlinal très faiblement plissé formant la colline du douar `hadj Mohammed ben Amar' et `Brahim ben Rahhal' et un synclinal dissymétrique. D'autre auteurs expliquent cette dissymétrie structurale par une variation stratigraphique et non pas aux effets tectoniques affectant la couverture sédimentaire.

Le monoclinal d'âge moi-pliocène forme la région de `Hakima `et de `Faouar'

3.2.1.2. L'anticlinal de `Raf-Raf'

Comme il a été décrit par Ben Ayed(1986), il s'agit d'une mégastructure faillée dont le coeur est occupé par une lame de trias. La terminaison periclinale SW de cette structure montre une orientation axiale NE-SW dans la région `d'El Alia', par contre dans la région de `Porto Farina', la terminaison periclinale nord est épouse une direction EW, après fléchissement.

Au niveau de la ville de `Raf-Raf', il a été constaté que cette rotation axiale est liée a l'existence d'un accident E-W qui apparait nettement au bord de la route entre la plage et l'ancienne ville. Ceci, explique bien la torsion de ce pli par l'effet de l'inversion de cet accident ancien en décrochement dextre inverse (Ben Ayed, 1986).

3.2.1.3. L'anticlinal de Sidi Ali Echbabe

Au nord de la feuille géologique de `Porto Farina' (1/50000), on remarque la présence de deux structures, séparées par une importante faille jalonnée par le Trias; il s'agit de l'anticlinal de `Sidi Ali Echbabe'; (Un pli étroit et dissymétrique de direction NE-SW) et le monoclinal de El Alia a coeur cénomanien (Burollet, 1951).

3.2.1.4. L'anticlinal de `Ras El Djebel'

Au Nord de la ville de `Ras El Djebel', la série pliocène transgressive (formation Raf-Raf et Porto-Farina) Burollet (1951), montre qu'il s'agit d'une structure anticlinale de type plifaille. Cette structure affecte également les dépôts quaternaires avec le même degré de plissement que les niveaux les plus anciens.

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3.2.1.5. L'anticlinal de `Djebel Mellaha'

Le djébel Mellaha représente un anticlinal très dissymétrique formé de séries miocène bigarré à coeur salifère perçant dans les marnes grises.

3.2.1.6. La structure de `Sfaia el Haroun'

La surface de base de la formation Hakima s'enfonce régulièrement vers le NW mais, au NNW du Sfaia, elle dessine une surface plus élevée limitée au SW et au NE par des escarpements rapides qui peuvent correspondre a des flexures.

Cette structure plonge vers le synclinal marqué par la surface de grès de pliocène, et sellé parfois par des alluvions. Ce synclinal est limité au Nord, et à l'Est par l'anticlinal de Messeftine.

3.2.1.7. L'anticlinal de Messeftine

Il s'agit d'un grand anticlinal irrégulier de direction globale NE-SW avec une terminaison périclinale sud -ouest orientée proche du NS. Cette structure est tronquée brutalement par un accident NS senestre qui la sépare de la plaine de Mateur. Le couloir de cet accident, présente plusieurs plis d'entrainement quaternaires (Dlala, 1994). Ces microplis d'échelle métrique à décamétrique et à axes sub-verticaux, sont orientes sensiblement NS. Ces indices témoignent de l'importance de cet accident et expliquent la réorientation de l'axe de l'anticlinal de Messeftine. Cette sédimentation signifie que l'accident NS est antérieur à la phase de plissement. Sa réactivation a induit la perturbation locale des axes de contraintes régionales et par conséquent, la formation des plis NS et la réorientation locale de l'axe de cet anticlinal. Cet accident préexistant est actuellement actif puisqu'il affecte les terrasses de l'Oued El Mellah. (Ben

ayed, 1986 ; Dlala, 1994)

3.2.1.8. L'anticlinal el Besbassia

Ce dernier ce localise au Sud de l'anticlinal de Kechabta. Il est de type dissymétrique, vers l'est, et se relais par l'anticlinal de Douimis suivie par celui d'Utique. (Burollet, 1951)

Comme ils ont été décrits par Dlala (1994), ces anticlinaux sont situes entre la mégastructure du Kechabta et La plaine de Mabtouha qui avorte le fossé d'effondrement et passe au Sud de l'anticlinal de Besbassia-Douimis à une zone de subsidence très peu active. II s'agit de plis d'âge quaternaire de direction NE-SW, où plusieurs failles normales syn-sédimentaires encore conservées, ont été mis en évidence dans la série gréseuse de la formation Porto-Farina (Pliocène supérieur).

Le style déversé de ces structures pourrait être rattaché aux failles normales synsédimentaires préexistantes et qui ont provoqué aussi les variations d'épaisseurs des séries.

(Burollet, 1951)

3.2.1.9. L'anticlinal de Menzel el Ghoul

Il est nettement dissymétrique. Au niveau de cette structure, on peut remarquer que le Villafranchien est présenté par une forte discordance sur les couches sous-jacentes (Burollet, 1951). Cette structure est affaissée vers l'est de la route de Bizerte pour donner naissance à la col-line d'Utique.

3.2.1.10. L'anticlinal de Gallate El Andalous

C'est un anticlinal de petite taille, fortement pincé, et constitué de grés du pliocène et marnes de Raf Raf. L'absence du flanc sud-est témoigne de l'existence d'une grande faille d'effondrement fossilisée dans les grés de porto Farina d'âge pliocène. (Ben Ayed, 1986)

3.2.2. Les accidents majeurs traversant le secteur

Les accidents majeurs affectant la zone d'étude sont représentés surtout par la faille NS de Messeftine, la faille NE-SW d'El Alia, la faille NNW-SSE de Menzel Jemil, (traversant l'anticlinal de Kechabta), et la faille EW de Raf-Raf. (Fig26)

3.2.2.1. Accident de Sfaia

Cet accident a été défini par (Burollet, 1951). Il s'agit probablement d'un accident préexistant ayant joué un rôle très important dans la variation d'épaisseur des séries miocènes (Dlala, 1994). L'emplacement de cet accident a été suggéré comme une flexure miocène (Burollet, 1951).

3.2.2.2. Accident de Menzel Jemil

Cet accident est de direction NS; il correspond au prolongement du décrochement N 170 senestre de Menzel Jemil, cet accident a engendré des microplis dentrainement sur son tracé, axes verticaux au niveau de Douar Jouaouda.

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3.3. Résumé des événements tectoniques caractérisant le secteur (Extrait de travaux ETAP)

Age	Evénement tecto- nique	Types de déforma- tion		Surface
				Sfaya-Mellaha- Bayadha Block	Mabtouha	Récent
Distension	Failles	Bassin		Horst	Bassin	Pliocène sup- Quaternaire inf
Trans-pression	Relai de faille Plis	Synclinal		Coeur d'anticine sigmoïdal	Roll-over (anticli- nal de compensa- tion)	Miocène sup (Oued belkhdim)
Compression	Plis et	Bassin		Relais de failles	Roll-over	Miocene sup (Kechabta)
Subsidence	ill faille	Bassin		élevé	Roll-over	Tortonien (Hakima)
Distension	faille	Demi-graben		élevé	Roll-over	Langhian
Compression	failles décrochantes	Zone imbriquée		élevé	Surfaces plissées	Oligocène
	faille	Plis et failles		élevé	Bassin	Eocène sup
Compression	Faille et plisse- ment					Lutétien- Préabonien
						Yprésien
Extension	Faille

Tableau 4 : événements tectoniques dans le secteur d'étude.

Troisième Partie

ETUDE GEOPHYSIQUE

La sismique réflexion présente un outil essentiel pour l'analyse géologique et la concrétisation des hypothèses. Pinsi les données obtenues au cours des compagnes sismiques peuvent fournir des informations importantes et aboutir a des interprétations et a la modélisation de bassin sédimentaire.

Figure 27 : la zone d'étude

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Figure 28 : Plan de position des sections sismique

1. Généralités sur les méthodes sismiques

1.1. La sismique réflexion

La prospection sismique consiste à produire des séismes artificiels de très faible amplitude

à des instants et des endroits prédéterminés. (Telford et al ; 1976 ; Mc Quillin et al, 1979 ; La vergne, 1986 ; henry,

1992)

? Le Calage des profils

Le calage consiste, à l'établissement d'une relation temps-profondeur permettant d'édifier un lien étroit permettant un passage facile et direct entre les données géologiques d'un forage, et les données sismiques de subsurface. (Sebei K ; 2003)

Le calage est effectué par la superposition de la colonne lithologique, des diagraphies acoustiques, du film synthétique sur la section sismique de surface à la position d'un puis.

1.2. Stratigraphie sismique et découpage séquentiel

Deux méthodes seront présentées : la stratigraphie sismique et la stratigraphie séquentielle. Elles visent toutes les deux à intégrer le maximum d'information afin de :

- Visualiser au cours du temps l'architecture des corps sédimentaires.

- Quantifier les principaux paramètres qui contrôlent le remplissage des bassins sédimentaires, à savoir la subsidence, les variations des apports sédimentaires et l'eustatisme.

1.2.1. Stratigraphie séquentielle

La stratigraphie séquentielle est l'étude des relations qui existent entre les roches se trouvant à l'intérieur de successions sédimentaires de même âge stratigraphique, bornées par des surfaces dérosion ou d'absence de dépôts. Une interruption de sédimentation (discontinuité) est souvent accompagnée d'une période d'érosion qui peut être à l'origine d'un écart considérable dans les couches de roches (discordance stratigraphique). Dans le domaine de la stratigraphie séquentielle, ces discordances permettent de définir la fin de séquences sédimentaires et le début de nouvelles, sus-jacente.

La stratigraphie séquentielle peut servir à prévoir le caractère lithologique de la roche ou à ordonner les étapes de remblaiement. A haute résolution, elle permet la corrélation entre des gisements de pétrole, ainsi que la modélisation.

C'est une discipline de synthèse qui rapporte les informations obtenues par sismique, forage etc... ou par affleurement.

1.2.2. Découpage séquentiel

Le découpage séquentiel se fait par délimitation de superséquence qui correspond à un ensemble sédimentaire qui s'est déposé pendant un supercycle eustatique.

Chaque séquence de dépôt correspond à une succession plus ou moins conforme de strates génétiquement liés et limités à la base et au sommet par des discordances ou par leur prolon-

gement en concordance (Mitchum et al, 1977)

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1.3. Les Cartes géophysiques

1.3.1. Carte en isochrone

Après l'identification des horizons sur toutes les lignes sismiques, on reporte les valeurs du temps sur les différents points de tir dans la position sismique. On dessine ensuite à la main ou à l'ordinateur les courbes ayant la même valeur temps, ce qui nous permet d'obtenir une carte en isochrone exprimée en temps double.

Une carte en isochrone donne la structure et la profondeur actuelle de l'horizon concerné, et montre, ainsi, la profondeur du toit des structures en question (failles normales, inverses, pli-faille, chevauchement...).

1.3.2. Carte en isopaque

La réalisation d'une carte en isopaque-temps nécessite la connaissance de la différence de temps entre la base et le toi d'intervalle d'horizons donné. Elle se construit par soustraction des deux valeurs de temps ou de profondeur pour deux horizons à chaque point de tir.

1.3.3. Carte des vitesses d'intervalle

Cette carte traduit, par les variations de champ de vitesse la nature des dépôts sédimentaires ainsi que les variations latérales et verticales de chaque horizon.

1.3.4. Carte de répartition des faciès

L'analyse de l'ensemble des données disponibles et les résultats présentés permet d'établir des cartes de faciès.

2. Interprétation sismique

2.1.Présentation des compagnes sismiques

L'étude porte sur le toi de la formation Oued El Mellah et la formation Hakima dans la région d'Utique, qui s'étend de 9° 59' à 10°08' et de 36°58'20» à 37°6'30». (Voir fig.28)

Afin de comprendre et de bien interpréter la sismique de la région, on a choisi 27 lignes couvrant toute la zone d'étude et appartenant à trois campagnes sismiques dont les caractéristiques sont les suivantes :

- Campagne BM : 12 lignes sismiques.

- Campagne MA : 6 lignes sismiques.

- Campagne MXSDJO : 9 lignes sismiques.

Campagne BM	Campagne MA	Campagne MXSDJO	Source utilisée
Dynamite	Dynamite	Dynamite	Laboratoire
SEISMOGRAPH SERVICE (ENG) LTD	CGG, SN 338- SEG-Y	CGG, SN 368 -- SEG-D	Date d'acquisition
Juillet 1972	Juin 1983	Décembre 1993	Date de traitement
Septembre 1972	Date de traitement : 1985	JAN 1994

Tableau 5 : présentation des compagnes sismiques.

La qualité sismique des lignes varie selon la campagne. La campagne MXSDJO présente une qualité meilleure par rapport aux autres campagnes qui se traduit par une continuité des horizons.

Les lignes sismiques ont deux directions privilégié NE - SW et NW -- SE. Le maillage sismique varie de 6 x 5 km à 5 x 3 km.

2.2. Calage des puits

En se basant sur les données des puits et de carottage sismique de UTQ-1, on a pu faire le pointé de l'horizon du toit des formations Oued Bel Khédim, Kechabta, Oued El Mellah, et

Mellaha (=Hakima) (voir tableau 6).

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UTQ-1

		V (m/s) moyenne	Formation
Prof(m)	TWT(s)
	165	2100	Oued Bel Khédim (OBK)
359
	330		Kechabta
672	298	2200
	596		Oued El Mellah
875	378	2290
	756
	438	2450	Mellaha(Hakima)
1024
	876		Abiod
1378	510
		2650
	1020		Trias (carbonaté)
	515	2650
1389
	1027		Trias inférieur
1670	578	2850
	1052

Tableau 6 : Calage des puits

Figure 29 : Relation temps (x) profondeur (y)

2.2.1. Le pointé Sept horizons sismiques ont été pointés dans le but d'apprendre la technique

d'interprétation d'une part, et de mieux connaître la géologie de la région d'autre part (variation d'épaisseur, les principaux éléments structuraux, la nature des failles..).

Les horizons interprétés sont : le toit de la formation Oued El Malleh et le toit de la formation Hakima. Ces surfaces constituent le principal objectif dans la région d'étude.

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Figure 30 : Caractérisation sismique des horizons pointés

2.2.2. Caractérisation sismique des horizons pointés (fig.30)

Les caractéristiques des différents marqueurs pointés sont:

- Le toit du Trias inférieur: c'est l'horizon le plus profond. Il correspond à un réflecteur de moyenne amplitude avec une continuité faible à modérée.

- Le toit du Trias supérieur : cet horizon correspond à une surface de discordance sur

l'Abiod. C'est un réflecteur faible, de continuité et de fréquence moyenne à basse.

- Le toit de La formation Abiod à une surface de discordance avec la formation Haki-

ma. C'est un réflecteur faible, de continuité et de fréquence moyenne à basse.

- Le toit de la formation Hakima : Cet horizon correspond à un réflecteur d'amplitude

moyenne avec une continuité et une fréquence variables.

- Le toit de la formaton Oued El Mallah correspond à un réflecteur de forte amplitude, de bonne continuité et de fréquence moyenne. Ce réflecteur présente les meilleures qualités sismiques. Il constitue un important marqueur dans la zone.

2.2.3. Interprétation

Cette corrélation des toits précédemment décrits montre des compartiments séparés par des failles de divers types et des discontinuités sédimentaires majeures. (fig.31)

2.2.3.1. La tectonique

La fracturation identifiée par l'étude sismique montre des failles listriques ainsi que des structures en fleur (voir coupe géosismique fig.35). Le réseau de failles principales est de direction E-W et WNW-SSE alors que les failles secondaires sont de direction NNW-SSE. (Voir cartes en isochrones

Hakima et Oued el Mallah)

2.2.3.1. Pétrographie

L'étude pétrophysique de la formation Oued El Mellah et la formation Hakima ont montré la présence de séquences évaporitique et localement du sel halitique massif. Ces deux formations ont jouées le rôle de couverture pour le système pétrolier en place dans cette zone. (Voir

deuxième partie ; log UTQ1, Bma, Bmb, HSN1)

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Figure 31 : Interprétation du profil sismiqueV8 montrant des failles de grande ampleur dont celles de direction NE-SW
sont inverses et très fréquentes.

Figure 12 : Interprétation de proil sismique des sections V8 et L4 montrant la structure profonde de la zone d'étude.

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L'interprétation des horizons et l'établissement de la carte en isochrones au toit de la formation Oued El Mellah et la formation Hakima permet de connaître la structuration de la zone.

2.3.La carte en isochrones au toit de la formation Hakima

Figure 33 : La carte en isochrones au toit Hakima

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2.4.La carte en isochrones au toit de la formation Oued El Mellah

Figure 34 : La carte en isochrones au toit de la formation Oued El Mellah

La carte en isochrones au toit de la formation Hakima montre qu'un bassin de prés de 8km de largeur se distingue au nord. Les points les plus bas sont à 1000ms. Il est limité par deux accidents majeurs ; du coté sud la faille a une direction E-W, alors que, vers le nord-est l'accident est moins important et de direction NW-SE. Ces deux failles font partie d'un héritage qui à été réactivé sous l'action d'une contrainte compressive décrochante. Ces failles sont dextre inverses.

Figure 35 : Coupe géosismique du bassin de Kechabta au Miocéne

Du coté sud, le bassin est affecté par des failles normales de direction WNW-ESE délimitant des horsts et des grabens orienté NW-SE avec un rejet qui peut atteindre les 200ms (ms= millisecondes). Ces failles sont à l'origine de l'individualisation de plusieurs micro bassins dont le plus important 1300ms est situé a l'extrémité de l'accident majeur dont la direction est E-W (voir fig. 33, 34). Les deux principaux accidents ont contribué à l'individualisation de ces bas-sins.

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La carte en isochrones de la formation d'Oued El Mellah (fig.34) montre que les même accidents synsédimentaires de la formation Hakima ont rejoué pendant les dépôts d'Oued El Mellah. Les fractures ayant guidé la sédimentation des deux formations sont des failles normales de direction NW-SE.

La géométrie de l'ensemble de ces structures semble être contrôlée par les décrochements dextres de direction proche d'E-W d'Utique et de celui de nord de Kechabta. (fig.25)

Des observations réalisées sur les profils sismiques et des rapports internes de l'ETAP, nous pouvons résumer les activités tectoniques et halocinétiques suivantes :

Événement	Direction des con- traintes	Structures Associées		Mouvement triasique	Post pliocène de la trans- pression, déformation compressive.
N170-120	- Déformation, Plis en échelon ; Kechabta Porto Farina (sigmoïdes). - Bassin en subduction : Mabtouha et Bizerte. - Association triasique, flancs retournés.	halocénése		Déformation compressive Syn à post Kechabta.
N 145- 160	- NE-SW anticlinal et synclinal. - Nappes avec des failles inverses et/ou des unités imbriquées. - Basins molassique.			Déformation syn-Hakima.
Probablement verticale à Kechab- ta.	- collapses et blocs soulevés; Messeftine, El Haroun, Sfaya et blocks Mellaha. - Dépocentres.			Déformation compressive pré-Hakima.
N120-N140	- amplitude élevée des Anticlinaux et Synclinaux. - Structures triasique d'extrusion; flanc re-tourné (Oued, Koucha Flank). - unités d'imbrications.	halocénése

Tableau 7 : résumé des observations réaliser à partir de l'interprétation sismique

Dans le secteur étudié, ces activités tectoniques ont été à l'origine de plusieurs discor-

dances dont les plus importante sont situées à :
- la base de la formation de Hakima.

- la base de la formation de Kechabta. - la base de la formation de RAF RAF.

D'autres discontinuités sont visibles, mais moins nettes, situées à : - la base des dépôts d'Oligocène.

- le dessus de la formation de Hakima.

- la base de la formation de Porto Farina.

- base de la première série quaternaire.

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Quatrième Partie

Synthèse et discussion

1. Critères de localisation des sites : nature lithologique, volume, profondeur.

La séquence évaporitique présentant les critères favorables au stockage du gaz se résume dans les deux formations oued el Malleh et Hakima. Les logs réalisé les localisent a une profondeur allant de :

· -550m à -1100m au puit bma.

· -650m à -1000m au puit bmb.

· -940m et -1230m au puit Hsn1.

· -875m à -1380m au puit UTQ1.

La profondeur est acceptable pour le stockage d'après les données de ces forages. La même séquence on la retrouve dans d'autres puits avoisinant tel qu'EL Haroun (1et 3) mais, plus profonde, donc plus cher à exploiter. (Voir plan de position FIG.28)

2. Paramètres pétrophysiques

La porosité

Les évaporites denses peuvent avoir une porosité nulle, les argiles peuvent présenter une porosité élevée (40 %), mais leurs pores sont souvent si petits que la roche en devient imperméable. La porosité dans la dolomie est souvent faible et ce en rapport avec la diagenèse particulièrement de la compaction et de la cimentation.

Le facies dolomitiques micro-cristallins parfois saccharoïdes généralement non poreux, de mer peu profonde, avec des espèces de spores habituellement rencontrées dans des sédiments triasiques, et des minces intercalations de calcaire oolithique à texture mudstone à packstone parfois griainstone. La majorité de cette série triasique joue le rôle d'un réservoir potentiel quand elle est facturée et béchique (porosité entre 13 et 32 %). La bréchification pourrait être provoquée par les failles chevauchantes bordières de la structure. Le processus de karstification n'a pas joué un grand rôle dans le développement de la porosité.

La perméabilité

Le réservoir triasique, qui est l'une des plus importantes découvertes de gaz carbonique dans la région (réserves estimes a 43 Gm³) est principalement composé par des dolomites et calcaires compactés. Il est caractérisé par des perméabilités faibles à très faibles à cause de

l'épaisse série évaporitique de la formation Mellaha, qui a du jouer le rôle de barrière pour l'infiltration des eaux météoriques donc de karstification dans un climat aride.

La fracturation

La porosité et la perméabilité ont été améliorées grâce à la fracturation qui affecte les carbonates.

Les volumes sont estimées en 3 niveaux : minimum, moyen et maximum.

Faute de données de forages exactes (Bg Sg et ø) L'évaluation des réserves sera réalisée géométriquement en fonction du volume et de la teneur en sel lessivable (de l'ordre de 80% dans le puit HSN1). Ainsi ont peut réaliser plusieurs scénarios:

Le 1èr scénario	Min	Moy	Max
S (km2)	7×10^-4	7.5×10^-4	8×10^-4
H utile	505*80%=404	550*80%=440	592*80%=473.6
Le 2ème scénario	Min	Moy	Max
S (km2)	5×10^-5	5.5×10^-5	6×10^-5
H utile	404	440	473
Le 3ème scénario	Min	Moy	Max
S (km2)	1.1×10^-3	1.1.5×10^-3	1.2×10^-3
H utile	404	440	473

Sur la base des données qu'on à pu exploiter, on considère que cette zone est propice au stockage du Gaz, ceci malgré l'action de la tectonique et grace à l'élasticité du le sel. Le secteur d'Utique n'est qu'un exemple, il suffit de voir les profils sismiques interprétés (voir fig.36) pour dire qu'il y'a beaucoup à en tirer de cette zone pour le stockage.

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Le sel miocène peu être confondu avec le Trias évaporitique dans certain cas, a cause de la lithologie et de la dynamique du comportement sous contrainte (halocénése). Le sel miocène joue un rôle de couverture pour les roches réservoir (Fahdéne, Abiod...) pouvant exister dans la zone.

De point de vue caractéristiques pétrographiques, le sel massif (halite) malgré la présence d'argile en faible teneur est la meilleur hôte pour les différents types de stockage. (Il est de l'ordre de 80% du volume total de la roche au puit HSN1).

Il faut signaler que cette zone présente la possibilité de stockage en d'autres modes basés sur la notion de la porosité. Systèmes pétrolier (dans les cherts existants plus au nord ouest, pièges vides, enceins puits épuisés...) et aquifères.

3. Les limites de cette recherche

Les données utilisé sont relativement anciennes tel le rapport de forage Bma(1955), outre la lithologie et profondeur on n'a pas accéder à la diagraphie ni a aucune donne susceptible d'affiné le résultat, les emplacements réel des forages ne concordent pas avec le plan de position, les profils de qualité moyenne ne sont pas digitalisés pour pouvoir utiliser un outil informatique.

Notre recherche constitue un premier pas pour mettre en vu l'importance du stockage des hydrocarbures. D'autres techniques peuvent être plus appropriées au centre et au sud de la Tunisie.

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(Fig.36) Autres sites de sel miocène à étudier (kassem2004).

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SECOND ARAB SEMINAR ON UNDERGROUND STORAGE of lgp in salt caverns, AMMAN 3-8 SEPTEMBER, 1983.Exposé préparé pour L'ECOLE D'ETE SUR L'ENERGIE (2001) Université de Caen Par J. Gérard DURUP Ingénieur - Expert à Gaz de France17 août 2001.