1.1. La sismique réflexion

II-1.1.1. Les campagnes BlaSON de l'Ifremer a. BlaSON 1

La campagne BlaSON (Black Sea Over Neoeuxinian), menée en 1998 par l’Ifremer dans le cadre d’une coopération franco-roumaine, a permis, entre autre, l’acquisition de plus de 4500 km de profils de sismique réflexion multitraces (24 traces) haute résolution (HR) au niveau de la plate-forme roumano-ukrainienne et de l’éventail profond du Danube. Ces données, alliant haute résolution (10-15 ms) et pénétration convenable (jusqu’à plus de 1500 ms), constituent les premières données haute résolution jamais acquises en Mer Noire.

L'objectif principal de la campagne se limitait à l'étude des séquences de dépôt quaternaires sur la marge nord-ouest de la mer Noire, depuis l'embouchure du Danube jusqu'au bassin profond. Du fait de la qualité et de la pénétration de ces données HR, les objectifs initiaux ont cependant pu être élargis à l'étude de la stratigraphie cénozoïque de cette marge, étude qui fait l'objet de ce mémoire.

Lors de cette première mission, une attention particulière a été apportée aux possibilités de calages des lignes sismiques avec les forages off-shore roumains.

b. BlaSON 2

La campagne BlaSON 2, à laquelle j'ai participé, a été réalisée en 2002 par l'Ifremer dans le cadre d'une coopération internationale élargie à la Turquie et à la Bulgarie. Ses objectifs scientifiques s'inscrivaient dans la prolongation de BlaSON 1. Du fait des découvertes de la première mission, une partie de la mission BlaSON 2 a cependant été largement consacrée à l'acquisition de donnée sismique HR en rapport avec l'étude de la stratigraphie cénozoïque et en particulier de l'événement messinien en mer Noire. Le leg 2 de cette campagne s'est notamment concentrée sur l'acquisition de sismique HR à l'aplomb des sites DSDP 380 et 381 au large du Bosphore ainsi que sur la plate-forme bulgare, avec pour objectif de corréler les données DSDP avec les données du plateau nord-ouest du bassin issues de la mission BlaSON 1.

Au cours de cette seconde campagne, 4500 km supplémentaires de profils sismiques HR multitraces ont été acquis au niveau du plateau occidental (de la Turquie à l’Ukraine) et de l’éventail profond du Danube.

Ce jeu de données HR combinant les résultats des deux campagnes successives représente un total de plus de 9000 km de profils sismiques et couvre en détail une grande partie de la plate-forme roumano-ukrainienne (nord-ouest) et, selon un maillage cependant moins dense, une partie de la plate-forme bulgaro-turque (sud-ouest). Ce jeu de données est le support de l'étude présentée ici.

Les caractéristiques techniques d'acquisition et de traitement de ces données sont décrit en détails plus loin dans ce chapitre ( Chapitre II-2)

Partie II Données, traitements et méthodes d'interprétations

Figure II-1. Plan de position des missions BlaSON 1 et 2 de l'Ifremer.

II-1.1.2. La sismique pétrolière PETROM

Il existe un nombre considérable de données de sismique pétrolière sur la plate-forme nord-ouest de la mer Noire, mais, pour des raisons de confidentialité, nous avons eu accès seulement à une infime partie de cette base de données.

Il s'agit des 6 profils de la compagnie roumaine Petrom qui nous ont été fournis par l'Université de Bucarest (C. Dinu). Ils représentent un total de 550 km de donnée sismique de type industriel acquis sur la partie roumaine de la plate-forme nord-ouest de la mer Noire. Ces lignes ont été acquises au milieu des années 90 par le groupe Western Geophysical pour le compte de la compagnie Petrom.

L'avantage de ces profils de type industriel est qu'ils présentent une pénétration de plusieurs secondes et qu'ils offrent une vision profonde de la plate-forme. Ils donnent accès à l'ensemble de la stratigraphie post-rift de la plate-forme et permettent d'en appréhender le contexte structural profond. Leur analyse a, entre autre, permis de lever des ambiguïtés concernant l'enregistrement de l'événement messinien dans cette zone

L'inconvénient de ces 6 profils est qu'ils nous ont été fourni au format papier, migrés en profondeur et pour certains déjà partiellement interprétés. Ils n'ont donc pu faire l'objet d'aucun traitement supplémentaire. Le fait que nous ne disposions que de la section migrée-profondeur a rendu délicate la corrélation de ces données avec la sismique HR BlaSON (légère divergence des analyses de vitesses). Ce point a en revanche facilité leur calage avec les forages.

Partie II Données, traitements et méthodes d'interprétations II-1.2. Les forages

Le calage stratigraphique de notre étude s’appuie sur un total de 26 forages. En effet, parmi les 31 forages disponibles, 5 n'ont pu être utilisés (voir plus loin). La répartition géographique de ces forages est très inégale : 22 sont en effet concentrés sur la portion roumaine de la plate-forme du nord-ouest de la mer Noire, alors que les 9 autres sont dispersés sur les marges turque et bulgare. L’ensemble de ces forages est implanté sur le plateau continental (très étroit sur les marges turque et bulgare), à l’exception des deux forages DSDP implantés l’un dans la pente (381) et l’autre sur le glacis (380).

II-1.2.1. Les forages roumains

Il s’agit de forages d’exploration pétrolière réalisés entre 1976 et 1997 pour le compte de la compagnie pétrolière PETROM. Leur réalisation répondait à la découverte, par le biais des premières acquisitions de sismique réflexion, de nombreux pièges potentiels au sein des séries syn-rifts et de l'épaisse couverture sédimentaire tertiaire. Les données relatives à ces puits nous ont été fournies par le département des Sciences de la Terre de l’Université de Bucarest (C.Dinu) et leur position géographique exacte par la société Total (à l’époque TFE).

Bien que la plupart de ces puits aient fait l'objet d'une étude détaillée (diagraphie, cutting,…), par souci de confidentialité, seules quelques informations relatives à la stratigraphie nous ont été communiquées. Elles se limitent à la profondeur (en m) des différentes limites stratigraphiques rencontrées dans chacun de ces forages. Il est important de noter que la stratigraphie de ces forages est basée sur le concept des étages stratigraphiques paratéthysiens.

Les informations lithologiques détaillées ne nous ont malheureusement pas été fournies ce qui a considérablement limité l'interprétation des sédiments en termes d'environnements de dépôts. Les quelques indications lithologiques dont nous disposons sont des synthèses à l'échelle de la plate-forme issues de la littérature [Robinson et al., 1996; Tambrea et al., 2002].

D'autre part, en l'absence d'informations biostratigraphiques, la stratigraphie fournie, n'a pu être précisée.

Enfin, ces forages d'exploration pétrolière avaient pour objectifs d'atteindre des cibles profondes (syn-rift) et de ce fait, il n'a été accordé que peu d'importance à l'analyse des unités stratigraphiques superficielles. En conséquence, dans certains forages, le positionnement des limites stratigraphiques entre le Pontien et le Dacien et entre le Dacien et le Romanien peut paraître encore incertain (C.Dinu, communication personnelle).

Du fait de la concentration de ces forages et par comparaison des résultats entre eux, nous avons pu éliminer ceux qui nous paraissaient douteux (une minorité). Sur la base des forages retenus, nous avons pu réaliser un calage stratigraphique des données sismiques extrêmement efficace sur lequel repose une grande partie de ce travail de recherche.

II-1.2.2. Les forages du leg DSDP 42B

Au cours de ce leg DSDP mené en 1975 en mer Noire, trois sites ont été forés: le site 379, localisé au milieu de la plaine abyssale euxinique et les sites 380 et 381 localisés respectivement sur le glacis et en bas de pente au large du Bosphore [Ross et Neprochnov, 1978]. Contrairement au site 379 dont la pénétration est superficielle (pléistocène), les sites 380 et 381 présentent un log stratigraphique extrêmement intéressant, notamment en ce qui concerne l'événement messinien, et les plus anciennes formations atteintes ici sont estimées d'âge miocène supérieur [Ross et al., 1978; Traverse, 1978]. Ces informations ont motivé

l'acquisition lors de la campagne BlaSON 2 de lignes sismiques HR à l'aplomb de ces deux forages (Figure II-3).

Au large du Bosphore, le forage 380 réalisé par une profondeur d'eau de 2107 m (transition pied de pente-glacis) atteint une pénétration de 1073,5 m. En amont de celui-ci, le forage 381 réalisé par une profondeur d'eau de 1728 m (bas de pente) atteint 503,5 m de pénétration. Comparés aux forages destructifs roumains, l'avantage de ces forages est que la colonne sédimentaire traversée a été échantillonnée en continu. Comme dans tous les programmes DSDP, ces échantillons ont fait l'objet d'analyses très poussées (propriétés physiques, lithologie, biostratigraphie,…) dont les résultats sont facilement accessibles au travers du rapport final de ce leg [Ross et Neprochnov, 1978].

II-1.2.3. Les forages d'exploration de la plate-forme bulgaro-turque

Sur cette étroite plate-forme, nous disposions d'informations concernant 7 forages d'exploration pétrolière disséminés entre le cap Kaliakra et le Bosphore.

Au large de la Bulgarie, il s'agit des forages Samotino More1, Nanevo, Elizabetino, LA-IV/91-1 et LA-IV/91-2 réalisés entre 1986 et 1993 et commandés pour les deux derniers par British Gas. La pénétration de ces forages varie de 1065 m (Elizabetino) à plus 4600 m (LA-IV/91-2).

Au large de la partie européenne de la Turquie se trouvent les deux forages Karadeniz et Igneada réalisés conjointement par TPAO (compagnie d'Etat turc) et Turkey Westates Petroleum entre 1970 et 1971. Karadeniz, foré par 76 m de fond, atteint 2588 m de pénétration. Igneada, situé 15 km au Nord du précédent et foré par 87 m de fond, atteint 3109 m de pénétration.

Les informations disponibles pour ces forages sont issues de la littérature [Dachev et al., 1988; Can, 1996; Harbury et Cohen, 1997; Sinclair et al., 1997; Aksu et al., 2002] et se limitent à la profondeur des différentes limites stratigraphiques rencontrées dans chacun de ces forages et à une description sommaire de leur lithologie. Nous disposions cependant d'informations plus complètes sur le forage LA-IV/91-2 pour lequel, suite à notre demande, British Gas nous a communiqué le rapport biostratigraphique, le Composite Log et le Geological Field Log.

Contrairement aux forages roumains, la stratigraphie des forages de la zone bulgaro-turque (réalisés par des compagnies "occidentales") est basée sur l'utilisation de l'échelle standard méditerranéenne (y compris pour les forages DSDP).

Il été important de noter que parmi ces forages, tous n'ont pas pu être utilisés dans cette étude.

Ainsi, les forages proximaux Nanevo, Elizabetino et LA-IV/91-1 se situent dans une zone sourde (effet de masque induit par la présence de gaz en subsurface, voir plus loin, paragraphe Chapitre II-5). Ces trois forages n'ont donc pas pu être finalement corrélés avec nos données sismiques.

Etant donnée la profondeur des cibles prospectées par les pétroliers, l'analyse des forages Samotino More1 et LA-IV/91-2 se concentre sur les séries anté-néogènes. Les séries néogènes, qui présentent le plus d'intérêt pour notre étude, sont vierges de toute interprétation dans le forage LA-IV/91-2. Dans le forage Samotino More1, l'analyse de ces séries est trop incomplète pour être utilisée.

Partie II Données, traitements et méthodes d'interprétations

Figure II-3. Plan de position des forages sur les marges occidentales de la mer Noire. Parmi les 31 forages disponibles, 26 ont pu être utilisés dans cette étude.

Chapitre II-2. La sismique multitrace Haute Résolution des missions