Corrélation des données des puits pétroliers

Chaque puits de calage est doté de coordonnées spatiales (longitude, latitude), de données de checkshots (profondeur en mètre et en temps double correspondant) et de la description lithostratigraphique (cuttings, carottes) des terrains forés. Les diagraphies de puits (sonic, gamma-ray, potentiel spontané,...) et les données lithostratigraphiques de ces puits servent à des corrélations entre puits (Fig.7.11).

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Fig.7.11. Carte de localisation des puits pétroliers et des corrélations lithostratigraphiques.

La corrélation lithostratigraphique entre les puits pétroliers EW du golfe de Hammamet (offshore) vers la plateforme de Sahel (onshre) montre d’épaisses séries argilo-gréseuses à sableuses (P1, P2, P3) d’âge Miocène (Fig.7.12). Ces séries peuvent atteindre plus de 3000 m d’épaisseur. Elles sont encadrées par deux discordances majeures des calcaires Aïn Grab (Langhien) qui reposent directement sur la formation Fortuna (Oligo-Miocène inférieur) suite à une transgression générale. Les séries plio-quaternaires reposent en discordance sur le Miocène supérieur, suite à la compression atlasique au Tortonien qui a créé des structures plissées exposées à l’érosion. Vers le puits pétrolier P4 on remarque un amincissement remarquable et même une absence des séries miocènes. Le puits pétrolier P4 a été foré dans une structure émergée ou anticlinale où les couches les plus récentes ont été érodées, vers l’Est du Graben de Jriba (offshore) qui délimite la plateforme de Halk El Menzel à l’Ouest. Au niveau des puits

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pétroliers P4-P6 les séries d’âge miocènes sont absents. Sauf qu’au puits P4 on distingue une épaisse série argileuse de la formation Mahmoud d’âge langhien supérieur est discordante sur la formation Fortuna (Oligo-Miocène), l’absence totale de la série carbonatée (Aïn Grab) et de la formation Bou Dabbous d’âge yprésien. La formation Bou Dabbous est discordante sur la formation El Haria (Paléocène). En onshore, un développement très important des épaisseurs et d’élévation des séries du Paléocène et du Crétacé, au niveau du puits P5, les calcaires de la formation Bou Dabbous sont épais et s’amincissent vers le puits P6. Les séries du Crétacé et du Paléocène montrent de nouveau un approfondissement et un amincissement en épaisseur. Les séries éocènes deviennent plus épaisses. On remarque une discordance et une lacune dans les séries crétacées, de la formation Serdj et Sidi Khalif. Cette variation en épaisseur des séries prouve l’existence des inversions tectoniques et des bassins, en rapport avec l’évolution de la direction des contraintes tectoniques du Crétacé jusqu’au Plio-Quaternaire (Fig.7.12).

Fig.7.12. Corrélations lithostratigraphiques WE des puits pétroliers dans la plateforme de Sahel et le golfe de Hammamet. P1-P6: Puits pétroliers, R1-R4: Réservoirs.

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La corrélation lithostratigraphique des puits pétroliers NS (Fig.7.13), de direction subparallèle aux structures profondes de direction NE-SW de la Tunisie Orientale, montre une variation latérale en faciès et en épaisseur et un approfondissement des séries du Crétacé, du Paléocène et de l’Eocène, du Nord vers le Sud. La formation Souar de faible épaisseur qui affleure en surface au niveau des puits P5 et P7 devient plus épaisse et atteint une profondeur de 1800 m au niveau des puits P8 et P9 et s’amincit puis disparaît vers le Sud (P10). On note aussi d’épaisses séries miocènes du P5, P8-10. Des lacunes sédimentaires sont bien développées (P8), ainsi la formation Oum Douil est discordante sur les calcaires d’Aïn Grab (Langhien), et la formation Aïn Grab repose en discordance sur la formation Fortuna (Oligo-Miocène). La formation Fortuna est limitée par deux discordances, (i) la formation Aïn Grab au sommet et (ii) la formation Souar à sa base qui, à son tour, repose en discordance sur la formation Abiod (Campanien supérieur- Maastrichtien). D’épaisses séries argilo-sableuses (groupe Om Dhouil) viennent se déposer. Au Miocène supérieur (Tortonien-Messinien), lors de la phase atlasique, une compression de direction NW-SE a engendré des plis majeurs et des failles inverses de direction NE-SW, des décrochements dextres orientés EW et sénestres orientés NS ont influencé la variation latérale et en profondeur des séries sédimentaires (formation Segui). Des failles normales synsédimentaires ont été réactivées au Mio-Pliocène par une extension orientée NE-SW. Au Villafranchien, la compression NW-SE a entrainé la réactivation des anciennes failles normales en inverses subméridiennes et des plis de direction N020°.

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Fig.7.13. Corrélations lithostratigraphiques NS des puits pétroliers dans la plateforme de Sahel.

La corrélation lithostratigraphique des puits pétroliers EW (Fig.7.14) au Sud du secteur d’étude, montre des variations latérale et en profondeur, des discordances et des hiatus sédimentaires des séries lithostratigraphiques du Jurassique jusqu’à Plio-Quaternaire. D’Est en Ouest, les séries stratigraphiques sont bien développées au niveau du puits P11. On note l’approfondissement des séries lithostratigraphiques et l’absence de la formation El Haria (Maastrichtien supérieur-Paléocène) (P9). On assiste donc à des inversions de bassins à partir de l’Eocène. Les séries lithostratigraphiques du Crétacé, du Paléogène et du Néogène sont bien développées dans les puits pétroliers P9 et P11. Alors que les séries crétacées sont développées au niveau des puits P10, P12 et P13 qui sont bien exposées en surface. Une grande faille inverse de direction NE-SW a mis en contact les séries crétacées avec les séries du Paléogène et du Néogène. Biely et al. (1973) pensent que cela traduit la présence d’un haut-fond pendant l’Aptien. Cette structure apparaît contemporaine de la phase tectonique du passage Aptien- Albien, bien connue en Tunisie (M’Rabet, 1981; Ouali, 1985, Saadi, 1997). Ces données indiquent que la sédimentation du Crétacé inférieur accompagne des mouvements tectoniques marqués par le jeu de failles N120°, N170° et N100°. Les corrélations entre les différentes coupes effectuées à Kef Ensoura et sur le flanc nord du Djebel Mdheker (Fig. 2d-f) montrent des variations d’épaisseur pour la série du Crétacé inférieur. Ainsi, les zones à faible taux de

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sédimentation pendant une période correspondant à un étage donné, se transforment en zones à fort taux de sédimentation pendant l’étage suivant. Ces inversions de subsidence peuvent être liées aux jeux simultanés et différentiels de fractures de directions variables (NS, N140°, N160°) et ce au cours de la sédimentation du Crétacé inférieur.

Fig.7.14. Corrélation lithostratigraphiques WE des puits pétrolier dans la plateforme de Sahel.

L’eustatisme influe considérablement dans la nature des faciès, la géométrie et l’organisation des dépôts sédimentaires. De son côté, la tectonique a eu un effet considérable sur l’architecture syn-dépôt des séries sédimentaires. D’autre part, les dépôts des séries de faciès ‘bassin’ n’ont pas été expliqués au niveau de l’axe NS (formations Abiod et El Haria) considérés pourtant comme un domaine résistant hérité (Burollet, 1956 ; Burollet et Ellouze, 1986). D’importantes lacunes et discordances ont été signalées et rapportées en affleurement au niveau de la dorsale et affectant les séries sédimentaires (Salaj, 1980; Turki, 1985; Saadi, 1997; Rabhi, 1999). Ces lacunes traduisent des évènements séquentiels sous contrôle tectonique et eustatique.