Chapitre 5. Résultats
Chapitre 5. Résultats / Zone marine
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5. Résultats de l’étude de puits du Bassin du Sud-Est
mexicain
Les résultats des analyses pétrographiques et géochimiques des échantillons naturels, récoltés au niveau de 17 puits pétroliers répartis sur l’ensemble onshore et offshore du horst de Reforma-Akal, sont présentés dans ce chapitre. Les puits étudiés ont été regroupés en zone, la zone marine et la zone terrestre. Les puits de la zone terrestre sont répartis dans les parties nord, médiane et sud regroupant plusieurs grandes structures pétrolières. Je présenterai tout d’abord les résultats obtenus dans la zone marine puis, dans une seonde partie, la zone terrestre.
5.1. Zone Marine
La zone marine regroupant un nombre important de champs pétroliers sera étudiée au travers de trois cas : les puits de Chuc, Tumut et Pokoch. Le champ Chuc est développé à part au sein
d’un article en préparation pour la revue AAPG Bulletin intitulée : Heating and overpressuring of
an oil field driven by a salt piercing: The case of Chuc oil field, southern Gulf of Mexico.
Les champs de Tumut et Pokoch sont groupés et sont étudiés ensemble dans la partie suivante.
5.1.1. Effet thermique et barométrique du perçage d’un diapir de sel, le cas du champ pétrolier Chuc au Sud du Golfe du Mexique, Mexique
Résumé
Le champ pétrolier Chuc est situé dans la Baie de Campeche, appartenant à partie offshore du bassin du Sud-Est mexicain (sud du Golfe du Mexique). Les champs pétrolifères de la Baie de Campeche (Cantarell, Pol, Chuc ...) sont rassemblés sur un même bloc tectonique, connu sous le nom de horst de Reforma-Akal, orienté NE-SO, que ceux appartenant à l’aire de Chiapas-Tabasco. Ce bloc est limité par les sous-bassins de Comalcalco à l'ouest et Macuspana à l’est, par la plate-forme du Yucatan au Nord et par la ceinture plissée du Chiapas au sud. La structuration de ce secteur est principalement contrôlée par la tectonique compressive et le diapirisme salifère pendant le Néogène. Le champ pétrolier Chuc consiste en une structure anticlinale percée par un diapir de sel du Nord au Sud. Le réservoir contenant des huiles lourdes est constitué par des carbonates fracturés et dolomitisés d’âge Crétacé. La partie supérieure du réservoir est constituée par des brèches carbonatées semblant s’être déposées à
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la suite de l'impact météoritique de Chicxulub. L’étude pétrographique révèle une dolomitization partielle à totale de la roche réservoir, et plusieurs épisodes de fracturation/cimentation. Un épisode de fracturation hydraulique est comblé par un ciment dolomitique à texture Planar-S et le dernier épisode de fracturation est rempli par un ciment dolomitique à texture Planar-E ou par un ciment de calcite ou de quartz.
Des mesures du rapport isotopique du carbone et de l’oxygène dans la dolomite de
remplacement et dans les ciments dolomitiques révèlent des valeurs de δ13
C positives suggérant que les fluides responsables de la dolomitisation et des ciments ne sont pas
contemporains des hydrocarbures. Les valeurs de δ18O sont négatives et montrent une
tendance à diminuer. Cette tendance suggère une augmentation des températures de précipitation au cours de l’enfouissement. Trois successions diagénétiques ont été différenciées par rapport à la nature du dernier ciment : (i) la succession diagénétique à ciment dolomitique (DPD), (ii) la succession diagénétique à ciment calcitique (DPC) et (iii) la succession diagénétique à ciment de quartz (DPQ). Dans chaque cas, des hydrocarbures et des liquides aqueux ont été piégés au sein d’inclusions fluides dans le dernier ciment. Des minéralisations de pyrite sont associées aux ciments de quartz dans DPQ. Des inclusions aqueuses biphasées
(LAQ-V), hydrocarbonées biphasées (LHC-V); et multiphasées (LAQ-LHC-V-Scalcite) ont été
observées. Les mesures microthermométriques montrent deux principales gammes de températures d’homogénéisation autour de 25-30°C à 140°C pour les inclusions hydrocarbonées et autour de 65°C à 140°C pour les inclusions aqueuses. Au sien des calcites
(DPC), les inclusions aqueuses présentent les plus faibles Th, dans le quartz (DPQ) on
rencontre les Th les plus élevées, tandis que dans la dolomite (DPD) montrent des Th
intermédiaires. DPC et DPD contiennent des inclusions hydrocarbonées à faibles Th de 25-30°C
qui sont absentes dans DPQ. Les microspectrométries Infrarouge à transformée de Fourier (FT-IR) et Raman ont été utilisées pour caractériser les compositions des phases vapeurs à 20°C des inclusions hydrocarbonées et aqueuses. Les hydrocarbures piégés contiennent environ 30
mole% de méthane et environ 1 mole% de CO2; ils appartiennent à la famille des huiles
lourdes. La majeure partie des inclusions aqueuses semble être dépourvue de méthane, sauf celles des ciments de calcite. Aucune évidence de sursaturation de sel n’a été détectée. La microscopie confocale à balayage au laser (CLSM) a été utilisée pour déterminer les fractions volumiques vapeur à 20°C des inclusions hydrocarbonées. Celles-ci se situent entre 2 et 11%. Dans le cas des inclusions hydrocarbonées piégées dans le quartz (DPQ), les analyses FT-IR révèlent la présence de composés azotés associés aux molécules d'hydrocarbures et de composés aromatiques. L’étude des inclusions fluides a permis de reconstruire leurs conditions
PT de piégeage. La modélisation 1D de l’enfouissement, réalisée à l'aide de PetroMod® 1D, a
permis la reconstruction des températures et des gradients hydrostatiques et lithostatiques
dans le réservoir avec le temps. Ces reconstructions ont permis de contraindre le timing de
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initiales hydrostatiques suivie par une augmentation de la pression dans le réservoir jusqu'aux conditions lithostatiques. Les saumures contemporaines montrent des teneurs en méthane et en sel variables. Les surpressions enregistrées par les inclusions fluides sont marquées par une anomalie barométrique élevée au-delà des conditions lithostatiques suivie d'une chute de pression dans le réservoir à 1,75 m.a. marquant le retour à des conditions hydrostatiques. Les derniers fluides pétroliers piégés dans les inclusions du quartz sont riches en composées aromatiques et en azote suggérant un lien entre la migration d'huile et le percement du sel. Ce
scénario PTX-t est compatible avec un chargement et un perçage tardif du champ au cours du
Pliocène et du Pléistocène. Le perçage de sel semble avoir influencé le régime thermique et barométrique dans le réservoir et avoir induit une fuite de la charge initiale.
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