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    Etude stratigraphique, pétrographique et diagénétique des grès d'âge Crétacé-Paléogène de la région ouest du bassin du lac Turkana, Kenya. Conséquences sur leurs caractéristiques réservoir et l'évaluation du potentiel pétrolier du nord-ouest du Kenya.

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    Etude stratigraphique, pétrographique et diagénétique des grès d'âge Crétacé-Paléogène de la région ouest du bassin du lac Turkana, Kenya. Conséquences sur leurs caractéristiques réservoir et l'évaluation du potentiel pétrolier du nord-ouest du Kenya.

    Message par Admin le Mar 28 Aoû - 13:42

    Etude stratigraphique, pétrographique et diagénétique des grès d'âge
    Crétacé-Paléogène de la région ouest du bassin du lac Turkana, Kenya.
    Conséquences sur leurs caractéristiques réservoir et l'évaluation du
    potentiel pétrolier du nord-ouest du Kenya.

    Les segments centre et nord du Rift du Kenya sont aujourd'hui considérés
    comme parmi les régions du Système de Rift Est-africain les plus
    prometteuses pour l'exploration pétrolière. Au cours des années 70, de
    nombreuses compagnies pétrolières se sont intéressées à la région
    nord-est du Kenya, correspondant au système de rift d'Anza (âge
    Crétacé-Miocène), sans réaliser de découverte pétrolière. C'est à la
    suite de la mise en évidence au cours des années 80 d'importantes
    réserves en hydrocarbures dans les bassins de rift du Soudan qu'une
    phase d'intense exploration a été relancée dans le nord du Kenya (région
    du lac Turkana) par les compagnies Amoco, puis Shell. Des opérations de
    sismique réflexion associées à des forages à l'ouest immédiat du lac
    Turkana au nord du Kenya ont permis de reconnaître plusieurs bassins
    sédimentaires enfouis. Deux ensembles de bassins de type demi-graben,
    orientés nord-sud ont été identifiés, les plus anciens étant interprétés
    comme d'âge Crétacé-Paléogène. Au vu de ces découvertes, d'autres
    recherches ont été conduites soit sous un aspect pétrolier soit sous un
    aspect plus académique dans la région du rift central central du Kenya.
    Deux bassins orientés nord-sud, le Bassin de Baringo et le Bassin de
    Kerio ont été explorés avec des méthodes géophysiques. Tous ces bassins
    du centre et du nord du Rift du Kenya contiennent des remplissages
    sédimentaires de 5 à 8 km d'épaisseur, faits de sédiments alluviaux,
    fluvio-deltaiques et lacustres associés parfois à des roches
    volcaniques. Ces dépôts sont d'âge Paléogène-Miocène supérieur ou
    Paléogène-Présent. En complément des études géophysiques et des rares
    forages réalisés, de nouvelles études de terrain ont été conduites dans
    le cadre de cette thèse sur certaines formations géologiques constituant
    ces remplissages de bassins, formations jusqu'alors fort peu voire pas
    du tout étudiées. Ainsi, les formations de Lapur, Muruanachok et
    Lokichar ont été analysées du point de vue sédimentologique et
    diagénétique. Ces formations sont ensuite replacées dans leur contexte
    stratigraphique et structural de bassins de rift et comparées entre
    elles. Outre le potentiel réservoir des remplissages sédimentaires de
    ces bassins, le potentiel « roche-mère » de ces formations a également
    été considéré. Les caractères ainsi définis pour chacun de ces bassins
    ont permis de proposer une classification en termes de potentiel
    pétrolier, pouvant guider une exploration future de ces bassins. La
    première partie de cette thèse concerne la formation sédimentaire de
    Lapur (Lapur Sandstone Formation), qui a été pour la première fois
    brièvement décrite par l'explorateur-géologue français Arambourg (1933).
    Située dans une région réputée comme hostile à la frontière
    Kenya-Ethiopie, cette formation a souvent été citée dans la littérature
    ayant trait à la géologie de la région du lac Turkana, mais toujours
    sans réelles données de terrain. En 2004, un levé stratigraphique précis
    assorti d'un échantillonnage dense a été entrepris sur la Formation de
    Lapur, dans la région de la Gorge de Lokitaung à l'extrémité nord du lac
    Turkana. Cinq cent mètres de formation sédimentaire, d'accès difficile,
    ont été levés en détail en une dizaine de jours, constituant la
    première coupe-type de la Formation de Lapur. Deux types
    d'environnements de dépôt ont pu être identifiés par l'étude des faciès
    sédimentaires : un environnement de type « cône alluvial » à la base et
    au sommet de la formation, et un environnement de « réseau fluviatile en
    tresses » dans la partie médiane de la formation. L'âge inférieur de la
    Formation de Lapur était grossièrement connu par la découverte de
    restes de dinosaures, donnant un âge Cénomanien. L'âge supérieur a pu
    être affiné par des observations de terrain précisant la nature des
    contacts entre les termes supérieurs de la formation et les laves les
    surmontant (« Turkana Volcanics »), laves qui ont été datées entre 37 et
    33 Ma, soit fini Eocène-Oligocène inférieur. Les observations de
    terrain ont montré que la sédimentation continentale a perduré pendant
    quelques millions d'années lors de la mise an place des premières
    coulées. L'histoire de la Formation de Lapur représente une longue
    période de temps (plus de 30 Ma), mais vraisemblablement entrecoupée par
    des périodes de lacunes sédimentaires qui n'ont pas clairement été
    identifiées lors des levés de terrain. L'étude diagénétique de la
    Formation de Lapur est un élément essentiel de ce travail de thèse.
    Plusieurs phases de diagenèse ont été identifiées, avec des ciments de
    type calcite, hématite et kaolin. Ces épisodes de diagenèse sont
    interprétés en fonction des variations climatiques entre le Cénomanien
    et l'Oligo-Miocène, période de mise en place des plusieurs centaines de
    mètres de laves de la formation «Turkana Volcanics». L'étude des
    variations de la porosité sur l'ensemble de la Formation de Lapur a
    montré des caractéristiques de «bon à très bon réservoir» avec des
    porosités voisines de 25 %. La position structurale d'une telle unité
    sédimentaire à fort potentiel de roche réservoir est d'une grande
    importance dans une région à potentiel pétrolier telle la dépression du
    Turkana. Les travaux de terrain conduits dans la région associés à la
    réinterprétation des quelques lignes sismiques acquises dans cette
    région par la compagnie Amoco et à des données récentes de géophysique
    montrent la présence de la Formation de Lapur dans le bassin du Turkana,
    enfouie sous plus de 2,5 km de sédiments fluvio-lacustres d'âge
    Mio-Pliocène. Dans le bassin voisin de Gatome, la Formation de Lapur ou
    une formation stratigraphiquement équivalente est mise en évidence à une
    profondeur de 3 km. Ces ensembles peuvent constituer des cibles
    pétrolières préférentielles. La deuxième partie de ce travail représente
    l'étude sédimentologique et diagénétique d'une deuxième formation
    sédimentaire présente dans la dépression du Turkana, formation très peu
    connue et toujours très brièvement citée dans la littérature, la
    Formation de Muruanachok. Un log lithostratigraphique inédit a été levé
    dans le cadre de cette thèse. Les affleurements de cette Formation de
    Muruanachok sont très restreints au milieu de la plaine de Lotikipi,
    vaste étendue plane située à l'ouest du lac Turkana, qui représente
    l'expression de surface des deux grands demi-grabens de Lotikipi et
    Gatome. Les faciès sédimentaires témoignent pour la Formation de
    Muruanachok d'un environnement fluviatile de type « réseau en tresses »,
    pouvant être comparé à celui décrit pour la Formation de Lapur. L'étude
    diagénétique de la Formation de Muruanachok met en évidence 3 types de
    ciment, calcite, hématite, et kaolin, comparables à ceux mis en évidence
    pour la Formation de Lapur. Les mesures de porosité démontrent pour
    cette formation des caractéristiques voisines de celles de la Formation
    de Lapur. Toutefois, l'absence de bonnes données de terrain, conséquence
    de très mauvaises conditions d'affleurement et aussi de données de
    subsurface (pas de données sismiques dans cette région, pas de forages)
    rend quasiment impossible l'établissement d'un lien paléogéographique
    entre la Formation de Lapur et la Formation de Muruanachok. La troisième
    partie de cette thèse représente une étude du point de vue potentiel
    pétrolier (caractéristiques en termes de roches-réservoir, mais aussi en
    termes de présence de roches-mères, de certains bassins sédimentaires
    des segments nord et centre du Rift du Kenya, respectivement les bassins
    de Lotikipi et Gatome au nord-ouest du lac Turkana, les bassins de
    Lokichar, Nord Lokichar et Nord Kerio au sud-ouest du lac Turkana, et
    les bassins de Kerio et Baringo dans le Rift central du Kenya. Les
    bassins du segment nord du Rift du Kenya ont été les plus intensément
    étudiés lors de la phase d'exploration pétrolière des années 80. Ce sont
    les bassins les plus anciens de cette zone, avec un âge Paléogène, mais
    pouvant être aussi plus ancien (Crétacé moyen-supérieur ?) par
    comparaison avec les bassins sédimentaires associés au système de rift
    du Sud-Soudan, qui ont révélé un potentiel pétrolier de grande
    importance. Les bassins de Lotikipi et Gatome sont les deux bassins les
    plus proches de ceux du Système de rift du Sud-Soudan, du point de vue
    géographique mais surtout du point de vue caractéristiques géologiques.
    Ces deux bassins sont mal connus du point de vue de leur structure,
    n'ayant fait l'objet que d'une reconnaissance sismique tout-à-fait
    mineure avec 3 lignes sismiques. Seule l'extrémité nord du Bassin de
    Gatome révèle un remplissage sédimentaire épais sous l'empilement
    d'épaisseur plurikilométrique de laves de la Formation « Turkana
    Volcanics », d'âge fini-Eocène-Oligocène inférieur. Les études de
    terrain et les résultats d'une campagne géophysique montrent que ce
    remplissage sédimentaire pourrait correspondre à la Formation de Lapur,
    qui affleure largement à l'est de ce bassin, et qui présente de bonnes
    caractéristiques de roche-réservoir. Néanmoins, l'étude sédimentologique
    de la Formation de Lapur n'a pas permis la mise en évidence dans cette
    série sédimentaire de roches pouvant présenter des caractéristiques de
    bonnes roches-mères pétrolières. Seules des études de sismique réflexion
    plus poussées couplées à la réalisation de forages d'exploration
    pourraient permettre de lever ces importants points d'interrogation. Au
    sud-ouest du lac Turkana, la réalisation d'une couverture sismique dense
    par la compagnie pétrolière Amoco a permis la mise en évidence de 3
    bassins sédimentaires de type demi-graben, d'âge Paléogène à Miocène
    moyen , les bassins de Lokichar, Nord Lokichar, et Nord Kerio.
    L'interprétation des données de sismique réflexion, calibrées à l'aide
    d'un forage d'exploration réalisé dans le Bassin de Lokichar (forage
    Loperot-1), a montré l'existence d'un épais remplissage sédimentaire
    constitué d'alternances de dépôts gréseux, de type fluviatile à
    fluvio-deltaique, et de dépôts argileux de faciès lacustre, très riches
    en matière organique. Les grès présents dans les bassins de Lokichar et
    Nord Lokichar ont été étudiées du point de vue de leur composition
    pétrographique et de leur évolution diagénétique. Ils ont révélé de très
    bonnes caractéristiques réservoir. Le couplage de ces formations avec
    les épaisses unités d'argiles lacustres identifiées dans le forage
    Loperot-1 donne au Bassin de Lokichar un intérêt tout particulier en
    termes de potentiel pétrolier. Des indices d'huile ont en effet été mis
    en évidence en plusieurs points du forage. Des caractéristiques
    comparables peuvent être espérées pour le bassin voisin, le Bassin de
    Nord Kerio, qui a été malheureusement bien moins étudié que le Bassin de
    Lokichar. La sismique réflexion montre que les unités d'argiles
    lacustres à fort potentiel roche-mère forées dans le Bassin de Lokichar
    se prolongent dans le Bassin de Nord Kerio, et ont été déposées au cours
    d'une phase lacustre de grande amplitude, ayant abouti à la formation
    d'un grand lac d'eau douce. Les conditions de développement d'un tel
    grand lac sont conformes aux données climatiques et environnementales
    obtenues d'après des études palynologiques et paléontologiques réalisées
    dans ce bassin. Ces données indiquent pour la période Oligocène
    inférieur-Miocène inférieur des conditions climatiques de type «tropical
    humide» avec des précipitations jusqu'à 3 fois supérieures aux
    précipitations actuelles (50 mm). Des études plus précises sur la
    structure des deux bassins de Lokichar et Nord Kerio, couplées à la
    réalisation de nouveaux forages d'exploration permettront de confirmer
    le bon potentiel pétrolier de ces bassins. Le segment central du Rift du
    Kenya n'a fait l'objet que de peu d'exploration pétrolière, compte-tenu
    de son plus grand éloignement des bassins productifs du Sud Soudan mais
    aussi à cause de son histoire volcanique plus importante que celle de
    la dépression du Turkana. Par ailleurs, en l'absence de données
    géophysiques et de forages, l'histoire géologique de cette région était
    définie comme plus récente que celle du segment Nord, les deux bassins
    majeurs identifiés, Kerio et Baringo, étant identifiés comme formés au
    Miocène inférieur. Des données géophysiques (sismique réflexion,
    gravimétrie et magnéto-tellurique) acquises dans les années 90 ont
    conduit à une ré-interprétation de l'histoire géologique de ce segment
    du Rift Kenyan, et de repousser au Paléogène l'initiation des deux
    bassins de Kerio et Baringo. Une similitude est ainsi apparue entre
    l'histoire du segment nord du Rift, et celle du segment central. Ces
    deux bassins ont par ailleurs été très étudiés du point de vue
    paléontologique et paléoenvironnemental, avec une attention toute
    particulière pour deux formations sédimentaires d'âge Miocène, les
    Formations de Tambach et de Ngorora. Ces deux formations témoignent de
    la présence dans ces deux bassins de vastes environnements
    fluvio-lacustres démontrant en particulier une richesse en sédiments
    lacustres riches en matière organique, et en conséquence à fort
    potentiel pétrolier. Ces deux bassins n'étant toutefois que d'âge
    Miocène, un problème de maturation des matières organiques peut se
    poser. Mais les récentes découvertes en hydrocarbures réalisées dans un
    environnement comparable et d'âge très voisin, dans le Bassin du lac
    Albert en Uganda, renforcent l'intérêt des compagnies pétrolières pour
    ce type de bassin et de série sédimentaire. En conclusion, les
    différents résultats acquis dans ce travail tant du point de vue
    sédimentologique, diagénétique et de géologie de bassin, permettent de
    confirmer l'existence dans les segments nord et centre du Rift du Kenya
    de plusieurs bassins à potentiel pétrolier intéressant, avec une
    priorité donnée aux bassins qui présentent à la fois des roches aux
    caractéristiques réservoir positives, couplées à l'existence dans la
    même série de roches-mères à bon potentiel. Les bassins de Lokichar et
    Nord Kerio se placent ainsi en position prioritaire. Quoique plus
    jeunes, les séries des bassins de Kerio et Baringo présentent des
    caractéristiques voisines de celles du Bassin de Lokichar. Une
    exploration plus poussée dans les zones les plus profondes des bassins
    pourrait se révéler encourageante, mais demeure toutefois le problème du
    volcanisme, très présent au cours de l'évolution de cette région.
    Enfin, le potentiel en hydrocarbures des bassins « anciens »
    (Crétacé-Paléogène) du segment nord demeure attractif, du fait de la
    similitude de ces bassins avecceux productifs du Sud Soudan, mais une
    exploration plus approfondie du point de vue sismique et forages est
    nécessaire à une bonne évaluation du potentiel de cette région.

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