Reservoirs De Tunisie

Faculté des Sciences de Tunis
LFST3 :RME/RESERVOIRS ET PIEGES/AU : 2009-2010/ Pr. SOUSSI Mohamed

TROISIEME PARTIE

EXEMPLES DE RESERVOIRS CARBONATES ET GRESEUX
PRODUCTIFS DE PETROLE EN TUNISIE Et DANS LE MONDE

1


INTRODUCTION
La Tunisie montre des potentialités encourageantes pour l’exploration pétrolière. Le pays a déjà
connu des réserves d’un milliard de barils. Pendant la dernière décennie, la Tunisie a produit
entre 95000 et 115000 BOPD (barils oil per day) et la production a approché 5 millions de
tonnes par an. Parmi les 400 puits forés, 20 % d’entre eux sont implantés sur des sites déduits à
partir de vielles données sismiques.
Actuellement, avec les nouvelles techniques, les chances se sont accrues pour la localisation de
nouveaux gisements et de revenir sur des régions déjà explorées par les méthodes classiques ; il
subsiste cependant une exploration résiduelle qui doit aboutir à la mise en évidence de gisements
au moins de petites tailles.
De toute façon, l’exploration future sera probablement une exploration relativement coûteuse qui
ne pourra être réalisée qu’à la condition qu’elle soit nettement encouragée et stimulée (conditions
de marche, etc.)
Les principaux gisements d’hydrocarbures sont représentés par le réservoir triasique d’El Borma
(formation Kirchaou) et le réservoir éocène d’Ashtart (formation El Garia). Ces champs
fournissent 85 % de la production du pays. Les 15 % restants sont assurés par d’autres petits
champs à travers le pays.

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LES EXEMPLES TRAITES
Les exemples tunisiens traités dans ce cours concernent aussi bien les réservoirs gréseux que
carbonatés (Fig. 18).

Fig. 18 :

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I. LES RESERVOIRS GRESEUX de LA TUNISIE
1. RESERVOIR ORDOVICIEN

Ce système épais d’environ 600 à 650 m est représentée par des grés micacés très durs à grains
fins et par des argiles silteuses compactes et feuilletées.
L’Ordovicien peut être subdivisé en quatre unités litho stratigraphiques correspondant chacune à
une formation.

1. La formation Sanhar
Lithologie et environnement de dépôt
Le forage type de cette formation est celui du Jebel Sanrhar(SN1), situé à 36 km au Sud de Borj
Bourguiba où elle présente une épaisseur maximale de 297 m.
La formation Sanrhar a été définie et subdivisée également par Bonnefous(1964) en trois
membres. Un membre inférieur argilo-gréseux constitué de grés fins, sans glauconie avec des
niveaux argileux. Un membre moyen argilo-gréseux aussi formé i de grés glauconieux fins et
d’argiles.
Dans les trois membres, les grés montrent une croissance granulométrique du bas en haut ils
sont quartziques ou argileux, localement carbonatés dans la partie inférieure.
Ces grés Ordoviciens, par leur granulométrie plutôt grossière, leur classement granodécroissant,
leurs stratifications obliques ainsi que la rareté de faune font penser à une sédimentation de type
fluviatile.

4


2. La formation Kasbah Léguine
Le puits de Sidi Toui, situé au SE de Foum Tataouine, constitue le forage type de la formation
Kasbah Léguine où elle est épaisse de 56 m. Cette formation se présente sous un faciès formé
essentiellement de grés moyens à grossiers comportant des oolithes ferrugineuses à la base et au
sommet.
A l’Ordovicien moyen, la mer a progressé (transgression), la sédimentation s’enrichissait alors
en grés à oolithes chloriteuses qui ont été déposés dans un milieu marin peu profond.
Aspect réservoir
Les corps gréseux associés à la formation Kasbah Léguine montrent une puissance qui varie
entre 20 et 50 m La porosité moyenne de ces niveaux réservoirs n’est pas assez importante
oscillant généralement entre 7 et 8%.
3. La formation Bir Ben Tartar
Le forage type de cette formation est celui de Bir Ben Tartar (Tt1) situé à 43 km à l’est de
Remada où elle se présente sous une épaisseur de103 m environ. Il s’agit essentiellement
d’argiles silteuses fossilifères surmontées par des grés fins quartziques à niveaux d’oolithes
chloriteuses. Cette formation a été subdivisée en deux membres
-Un membre inférieur argileux constitué de d’argiles sombres silteuses très riche en faune
marquant le début d’un cycle franchement marin au cours duquel le faciès argileux prédomine
rapidement caractérisant ainsi un milieu de dépôt réducteur (à forte teneur en Uranium).
-Un membre supérieur gréso-oolithique. Il s’agit de grés très fins qui peuvent être localement
argileux quartziques ou carbonatés avec des niveaux à oolithes chloriteuses. Ces grés alternent
avec des argiles silteuses et micacée.
L’évolution des faciès et l’enrichissement en faune témoigneraient d’une influence marine plus
au moins prononcée accompagnée d’un important changement climatique qui provoquerait la
mise en place d’une calotte glaciaire importante.
Aspect réservoir
Les nivaux attribués à la formation Bir Ben Tartar sont caractérisés par une porosité moyenne
égale à 7%. Par endroit ; la porosité peut atteindre 12%, la perméabilité étant faible (quelques
milli Darcy).
4. La formation Djeffara
Le forage type de cette formation est celui de Kasbah Leguine (LG1)
5

Cette formation a été subdivisée en deux membres :
Un membre inférieur argilo-gréseux
Un membre supérieur gréseux
Les sédiments de la formation Djeffara, traduisent un faciès de fin de cycle et de remblayage
avec des influences périglaciaires atténuées.

Aspect réservoir :
Les niveaux gréseux de la formation Djeffara constituent des réservoirs prouvés
d’hydrocarbures. Au sud tunisien, ils sont épais de 40 à120 m . La porosité est généralement de
10% mais pouvant atteindre 19%.

Figure

Ordovician and Silurian correlations between Sabria W-1, El Franig-3, El Franig-1 and
Franig-2 showing the Hercynian, Taconian and Ordovocian unconformities

Cores from Franig 1 show low-angle,
cross-bedded laminations. The
largest core show here is just over
30cm long

6


2. RESERVOIR SILURIEN
La formation Accacus
Le forage type est celui de Garat Ben Sabeur-1(SB1) situé à 80 Km au SW de Borj Bourguiba où
elle présente une puissance de 710 m. Elle repose normalement sur les argiles principales de la
formation Tannezuft et elle supporte en discordance majeure les grés de Tadrart. Lithologie et
milieu de dépôt
Cette formation consiste en des alternances de grés et d’argiles, de complexes argilo-gréseux ou
gréso-argileux. Dans certaines carottes de puits, ces grés montrent une bioturbation fréquente,
des laminations planes et des stratifications obliques.
La formation Acacus peut être subdivisée en trois unités
- L’unité inférieure ou Acacus « A »constituée d’alternances de corps argileux et gréseux de 10 à
20 m d’épaisseur.
- L’unité moyenne ou Acacus « B »à dominante argileuse avec des argiles basales de 40 à 50 m
surmontées par un corps gréseux assez important.
- L’unité supérieure ou Acacus « C »formée de fines alternances d’argiles, grés et de silts.
Le milieu de dépôt de la formation Acacus est deltaïque. Il s’agit d’un complexe deltaïque
progradant du sud vers le Nord où les séquences du front de delta sont nettement exprimées.
L’influence de la marée dans ce milieu de front delta est exprimée par un grano- classement qui
est généralement bon reflétant un remaniement continu ou un tri des sédiments par les courants
de marée.

Fig.5: Ghadames Basin Stratigraphi Correlation of the Acacus formation

Ghadames Basin Stratigraphi Correlation of the Acacus formation

7

Aspect réservoir:
Les trois membres de la formation Acacus, par leurs caractéristiques pétrophysiques, constituent
des réservoirs intéressants. Les intercalations gréseuses épaisses de 10 à 20 m présentant des
porosités et des perméabilités assez élevées
Il s’agit surtout de bancs gréseux de l’Acacus « A » qui sont les plus poreux jusqu’à 19.3%
(EB1) la porosité étant essentiellement de type inter-granulaire. La perméabilité est également
importante de l’ordre de 100 md pouvant atteindre 511 md.
Ces niveaux sont nombreux et sont bien couverts par les lits argileux intraformationnels
généralement plus épais. L’Acacus « A » est productif d’huiles dans le gisement de Oued Zar.
Les niveaux gréseux de l’Acacus « B » sont moins épais ; la porosité varie entre 15 et 25%.
Le membre Acacus « C » peut à son tour constituer un réservoir de bonne qualité vu ses
caractéristiques pétrophysiques. La porosité est de 19% et est maximale pour une valeur de 50%.
La perméabilité peut atteindre 128 md ou plus.

4. RESERVOIR DU TRIAS
La formation Kirchaou (TAGI)

Map showing Kirchaou Formation (Triassic) outcrops
and major structural features

8


Layered sections are seen in cores from well Sedimentary sequences of the Kirchaou
EM-1 in the Makhrouga Field Formation in El Borma 135 well

Qu’ils soient à l’affleurement ou en subsurface, les dépôts triasiques présentent une évolution
lithologique depuis les sédiments continentaux à la base, aux évaporites et carbonates marins
associés au sommet.
Lithologie à l’affleurement
En affleurement, les grés triasiques de Jebel Rehach s’étendent sur une distance de 15 km
environ épais d’une cinquantaine de mètres. Ces grés sont caractérisés par des grains fins à
moyens ; ils montrent successivement des stratifications en auges de différentes échelles, des
stratifications obliques, des stratifications horizontales et des rides centimétriques parfois
bidirectionnelles et à drapage argileux. Localement, ces grés montrent des troncs d’arbres
métriques ferruginisés et des structures secondaires très fréquentes ; issues d’un phénomène très
poussé de ferruginisation tardive.
Lithologie en subsurface
En subsurface, les grés de Kirchaou sont épais d’une cinquantaine de mètres et constitués par la
superposition de quatre niveaux réservoirs (A, B, C-D et E) présentant chacun une partie
inférieure gréseuse et une partie supérieure argileuse ou argilo-silteuse. Ces niveaux réservoirs
sont subdivisés à leur tour en un certain nombre d’intervalles sédimentaires granodécroissants
(finning-upward). Ces derniers débutent par des grés moyens à grossiers et à base légèrement
9

ravinante et se terminent par des intercalations argileuses et/ou silteuses très peu épaisses et
latéralement assez continues.
Milieu de dépôt
L’étude sédimentologique détaillée des grés triasiques affleurant le log du Jebel Rehach, a
montré que ces grés sont principalement d’origine fluviatile. Ces grés présentent en plus de
petites phases de transitions marines tidaltiques et/ou éoliennes d’importance variée

The depositional model of the fluvial
braided channel in El Borma Field with
the corresponding vertical braided
sequence.

The depositional
model of the fluvial
braided channel in El
Borma Field with the
corresponding vertical
braided sequence.

Etude des réservoirs
10

Les grés triasiques tels qu’ils se présentent dans le champ d’El Borma, montrent un système
poreux mixte comprenant une porosité primaire et une porosité secondaire d’origine
diagénétique. Plusieurs types de porosités ont été distingués et qui sont la porosité inter
granulaire, vacuolaire, intra granulaire, de fracture et la porosité inter cristalline…etc.
Parmi les principaux phénomènes diagénétiques qui ont influencé les caractéristiques
pétrophysiques des grés triasiques, on cite surtout la dissolution partielle des ciments, la
compaction, le remplissage argileux (partiel). Des processus d’illitisation et/ou de chloritisation
très tardives sont également signalés.
Quantitativement, ces niveaux réservoirs présentent de bonnes caractéristiques pétrophysiques.
Le tableau suivant illustre les valeurs de porosité et de perméabilité moyennes au sein des
réservoirs de champ d’El Borma.
L’autre tableau montre les caractéristiques des réservoirs de TAGI (équivalent à la formation
Kirchaou) au niveau des différents gisements

Niveaux Milieu de dépôt Epaisseur Porosité Perméabilité
réservoirs moyenne(m) moyenne(%) moyenne(mD)
A _Dépôts de barres de chenaux. 1 à 10
_Paléochenaux
méandriformes. 10 à 15
_Milieu à forte énergie avec 17 928
creusement du lit d chenal 15 à 19
B -Système fluviatile 22
anastomosé. -Système 17 296
fluviatile méandriforme 12
C-D Dépôts fluviatiles à chenaux 16 158
anastomosés 22 à 12
E Système fluviatile anastomosé
6 à 33 Pas de données Pas de données

Tab.5 : Les principaux caractéristiques des niveaux réservoirs du trias argilo-gréseux(champ d El Borma)
(Gribaa et kaddour, 1985) modifié

11

3. RESERVOIRS DU MIOCENE
La Formation Birsa (Golfe de Hammamet , Miocène)
Lithologie et milieu de dépôt
Dans l’offshore du golfe de Hammamet, les dépôts du Miocène attribués à la formation Birsa
sont organisés en trois membres.
- Un membre inférieur, formé par des séquences grano et stratocroissantes. A la base, ce
membre montre des argiles qui évoluent vers le sommet à des grés fins à moyens, bien classés ;
des grains de quartz subarrondis, des traces de pyrite et de glauconite sont également signalés.
- Un membre moyen ou intraBirsa est essentiellement carbonaté constitué de packestones
bioclastiques, de wackstones et de mudstones ; ce membre épais d’environ 10à 40 m indique un
milieu marin restreint.
- Un membre supérieur formé de sables fins à très fins, moyennement à bien classés alternant
avec de minces niveaux de argileux. En subsurface, ces sables présentent des « lenticular » et
des « flaser-beddings » ainsi que des bioturbations.
Au sommet, ces grés deviennent carbonatés à grains fins à moyens et mal classés.
Les trois termes de la formation Birsa traduisent la mise en place d’un système fluvio-deltaique
dont la distribution des corps gréseux est contrôlée par la géométrie d’un système de grabens

Miocene outcrops synthetic
sequences interpretation
(Cap Bon area),

12


13


14


Aspect réservoir :
Les réservoirs attribués à la formation Birsa constituent les plus grandes accumulations
d’hydrocarbures dans le golfe de Hammamet. Ils sont productifs dans plusieurs gisements de la
région (Tazerka, Cosmos, Oudna, Yasmine…).
En fait, deux niveaux gréseux sont considérés comme réservoirs prouvés (Birsa inférieure et
Birsa supérieure. Ces réservoirs se trouvent recouverts par les argiles intraformationnelles et les
argiles de Saouf.
Sur le plan pétrophysique, les niveaux réservoirs montrent de bonnes caractéristiques légèrement
influencés par les phénomènes diagénétiques. Au niveau des grés inférieurs de Birsa, les grains
sont moyens et faiblement cimentés ce qui explique la forte porosité (plus de 25 %)
essentiellement d’origine primaire (intergranulaire) associée à une porosité secondaire type
intragranulaire.
-Les grés supérieurs de Birsa présentent une granulométrie généralement fine, montrent à leur
tour une porosité bonne qui oscille entre 25 et 32 %.
En général, au sein de ces réservoirs, la porosité est des l’ordre de 22 à 33 % et la perméabilité
varie entre 10 et 400 md.

15


Pl. 15

16


II. LES RESERVOIRS CARBONATES DE LA TUNISIE
1. RESERVOIRS DU JURASSIQUE
Le Jurassique de la Tunisie atasique englobe deux masses carbonatées respectivement d'âge
Lias inférieur et Malm. Le réservoir du Lias info correspond à des dolomies, déposés dans un
environnement de type « tidal-flat » présentant de bonnes caractéristiques pétrophysiques (porosité
vacuolaire de dissolution, porosité fenestrale). Le réservoir du Jurassique supérieur est
représenté par des dolomies secondaires de caractéristiques pétrophysiques moyennes (porosité
intercristalline et vacuolaire). Ces deux réservoirs potentiels n'ont pas encore fourni des
hydrocarbures.
Le réservoir jurassique productif est celui de la formation M'Rabtine Gisement. Ezzaouia
(Golfe de Gabès)

Stratigraphie. Les calcaires et dolomies à intercalations sableuses de la formation M'Rabtine du
Jurassqiue supérieur (Oxfordien-Kimmeridgien)
Sédimentologie. Plate-forme carbonatée interne soumise aux influences terrigènes (inner shelf).

Pl. 16

Ph. A: Example of carbonate peritidal cycle
composed of a chenalized term (hammer)
grading upwards to a dolomitic bed being rich
in algal laminations and birdeyes

Ph. B: The sommital term of the sequence
exhibiting a birdeyes horizontally disposed.
These inter-supratidal structures are
affected by post dolomitisation dissolution
generating vuggy porosity (v)

17


Porosity distibution within Early
Liassic Lower Nara dolomites

18


2. RESERVOIRS DU CRETACE
2.1 APTIEN (Serj) Gisement. Douleb
Stratigraphie. Les carbonates récifaux de la formation Sera
Sédimentologie. Calcaires de plate-forme à barrière récifale
Caractéristiques pétrophysiques. (Porosité vacuolaire de dissolution, dolomitisation et
karstification). Réservoir associé à une unconformité régionale (émersion).

Aptian reservoir : Show map

Douleb 1 well

Pl. 17 19


Ph. : Oolitic wacke-packstone showing compacted Ph. : Rudist debris showing intragranular porosity
ooids partly dolomitized matrix, with numerous partly f illed with sparry calcite.
moldic pores (pink) resulting from dedolomitization.

Ph. : Dolomitized bioclastic packstone showing Ph. : Dolosparite showing rimmed dolomite
intragranular ( bryozoan ) and partly calcite cernent and intercrystalline porosity f illed with oil.
cemented porosity

Ph. : Fine dolosparite showing vuggy porosity Ph. : Dolomitized bioclastic packstone showing
and dissolved bioclasts with moldic porosity partly intragranular ( bryozoan ) and partly calcite
filled with isopachous cernent. cemented porosity

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2. 2- CRETACE SUPERIUER (ZEBBAG)
Gisement : Ezzaouia sur la terre et El Bibane en mer
Stratigraphie. Les calcaires et dolomies de l'Albien supérieur-Cénomanien de la formation Zebbag
Sédimentologie. Association de faciès (dolomies, calcaires et évaporites) de contexte de sédimentation
de type « tidal-flat » (plate-forme interne restreinte)
Caractéristiques pétrophysiques. Quatre horizons productifs (Z1, Z2, Z3 et Z4). (Porosité de
fractures, de moule, vacuolaires et de karstification). Réservoir associé à une unconformité
régionale (émersion de la plate-forme suivie par une karstification).

Map of the southern Gulf of
Gabes illustrating the area’s
main geological features

Diagrammatic cross section through the Zebbag oil discoveries.
21


Cores from Ezzaouio 3 show
Generalized stratigraphic column charocteristic vugs, fractures and
for the Ezzaouia field, Zebbag brecciated zones as well as the
reservoir original matrix porosity. The cores
measure 1 3Omm at their widest

22


2.3 CRETACE SUPERIEUR (ABIOD)
Gisement. Sidi El Kilani, Maamoura Est 1
Stratigraphie. Les calcaires blancs et fins de la formation Abiod d'âge Campanien-
Maestrichtien
Sédimentologie. Calcaires (mud/wakestones) à microfaune planctonique (chalky limestones) déposés en
milieu marin profond (bassin)
Caractéristiques pétrophysiques. Porosité matricielle et de fractures, dolomitisation secondaire
associée aux fractures.

From field descriptions and petrological analyses the outcrop
section ‘C’ (El Kef) and the Sidi El Kilani-1 well are located in
rapidly subsiding basins with distal turbidites. Outcrop sections
‘A’ (El Garia) and ‘B’ (Jebel Trozza) are thought 10 have been
deposited on the sheif-to-basin siope with debris flows and
proximal turbidites.

Map of central and northern Tunisia showing the transition from
shallow to deep depositional environments of Campanian and
Maastrichtian times.
Exploration activity is currently focused in the east since northern
Tunisia is less well known due to its structural complexity.
In the west, the Abiod Formation is often exposed at surface but
grabens and minor basins exist where the Abiod may be prospective.

Scanning Electron Micrograph of o sidewall core from the
producing interval in the Sidi El Kilani-1 well. The euhedral Foraminiferal wackestone with nests of foraminiferal
calcite crystals form a loosely interlocking mosaic of micrite. packestone are seen here in a thin section of sidewall core
The porosity is estimated to be 20-30% with good from the reservoir interval in Sidi El Kilani-1 The matrix is
interconnection of pores. Pores are up to 10 micron across dominantly dense micrite leaving no visible macropores.
while the throats between them are 0.5-1 micron wide.

23


2.4. EOCENE (El GUARIA)
Gisement. Ashtart en mer et Sidi El Itayem sur terre
Stratigraphie. Les calcaires à Nummulites de la formation El Guaria
Sédimentologie. Calcaires bioclastiques (pakestones à grainstone) de plate-forme carbonatée de type
rampe (middle ramp)
Caractéristiques pétrophysiques. Porosité inter et intraparticulaire due à une intense
dissolution. La perméabilité est améliorée par la présence de fractures.

A schematic map showing the general paleogeography
of northern Tunisia. The three surrounding figures
show the paleogeology at various locations (A to C).

Stratigraphy of the Metlaoui
Group.
24


Cross-bedded limestone composed of red Imbricate or random-oriented nummulites
algae, bryozoan, Nummulites and sand-rich grainstone in El Garia Fm.
Sfeia Limestone. (Sfeia Lm., Unit III, Sfeia (El Garia Fm., top El Garia section)
section)

Geological model of early Eocene in Tunisia – (After H. Ben Jemia, 2001)

25


26

Pl. 18

Typical Nummulitic facies
found within the Ashtart
Field.

Pl. 19

Intra and inter granular
porosity within El Garia
nummulitic limestones

Documents utilisés

AAPG Memoir 27 (1979). Carbonate Rock constituents Textures Cements and Porosity,
241p.

AAPG Memoir 28 (1979). Constituents, Textures, Cements, and Porosities of sandstones and
Associated Rocks 201 p.

Basin Analysis, Principles and Applications (1990). Black Well scientific publications, 451 p.

Eocene Nummulitic Limestone reservoir in East Central Tunisia (2002). Field Trip guide
Book, ETAP memoir n° 17.

Jurassic Petroleum Plays in Southern and Central Tunisia (2005). Field Trip guide Book,
ETAP memoir n° 21, 56 p.

Petroleum Geology of Tunisia (1990). ETAP memoir n° 1, 194 p.

Miocene Play in Eastern Tunisia (2005). ETAP memoir n° 20, 40 p.

Proceedings of the 6th Tunisian Petroleum Exploration Conference (1998). ETAP publication.

SEPM, Special Publications n° 42 (1987). Reservoir Sedimentology.

Tunisian Exploration review, ETAP publication.

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