Agence Nationale pour la Valorisation des Ressources en Hydrocarbures

Agence Nationale pour la Valorisation des Ressources en Hydrocarbures "ALNAFT"

Conventionnels

1. Domaine Nord Algérien:

1.1. Bassin du Cheliff :

Le bassin du Chelif est connu par les gisements de Tliouanet et de Aïn Zeft, mais aussi par le nombre d’indices de surface et de sub-surface qu’il recèle tout le long de ses bordures nord et sud. Les plays pétroliers se situent dans le Miocène et le Crétacé.

	Intervalles	Observations
Roches mère	*Au Crétacé supérieur,*	Les teneurs en TOC varient de 0,5% à 3,23%,
	*Au Miocène inférieur*	Le TOC montre des valeurs allant de 0,45 à 1,3%,
	*Au Miocène supérieur (Messinien)*	Les teneurs en TOC oscillent entre 0,5% et 4%.
Réservoirs	*Les grès du Miocène supérieur*	Révélés productifs (30 000 t d’huile légère, d = 0,8 g/cm3) au niveau des champs de M’sila et Médjilla (Tliouanet).
Réservoirs	*Les grès de base du Miocène inférieur*	La roche réservoir est d’origine paralique et les porosités oscillent entre 10 et 15 %. Ce sont des grès fins argileux, essentiellement intercalés dans les marnes bleues du Miocène supérieur et où sont observées des valeurs ponctuelles de porosité de l’ordre de 20 % et une moyenne de l’ordre 15 %. Une perméabilité de matrice se remarque.
Couverture	La couverture des réservoirs peut être assurée par les niveaux argileux du Miocène (marne et gypse) et du Crétacé supérieur (argiles et marnes).
Pièges	Ce sont essentiellement des pièges mixtes (faille, biseaux).

1.2. Le bassin du Hodna :

L’exploration du bassin a mis à jour un petit champ d’huile ‘’Oued Gueterini’’ dans le Paléogène et qui produit quelques 3 000 m3/an d’huile légère depuis les années quarante ; ainsi que la présence d’huile lourde dans le bassin de M’sila.

	Intervalles	Observations
Roches mères	*L’Albien supérieur (Vraconien)*	Les analyses géochimiques sur le Vraconien de certains puits ont montré un TOC moyen de 1,4 %, associé à un Kérogène de type III et une tendance à gaz.
	*Le Cénomanien*	Les analyses géochimiques montrent des valeurs de TOC variant de 0,64 à 2,3 %, sujet à huile.
	*Le Turonien*	Avec un TOC moyen de 1,6 %, les analyses des biomarqueurs indiquent un Kérogène de type II, avec une tendance à huile.
	*L’Eocène et Paléocène*	Ils présentent un bon potentiel roche mère avec un COT moyen au puits de 3,1% avec un kérogène de type II en phase à huile.
Réservoirs	*L’Albien gréseux*	Il présente une porosité moyenne de 15% et la perméabilité mesurée est de 1 darcy. La présence d’hydrocarbures dans cet intervalle a été signalée par les évaluations diagraphiques qui montrent des valeurs de saturation en huile variant entre 20 et 60%.
	*Le Cénomanien supérieur- Turonien inférieur*	Il correspond à des faciès carbonatés de haute énergie où les caractéristiques petrophysiques présentent des variations en fonction de leurs positions au sein même du bassin ; les meilleures caractéristiques sont situées dans la partie orientale du Hodna où la porosité Sonic présente une moyenne de 16%, quant à la perméabilité matricielle elle va de 0.01 à 1.2 mD, où la perméabilité de fracture est proche de 1 Darcy.
	*L’Eocène*	Cet intervalle a montré des imprégnations d’hydrocarbures rencontrées en cours de forage, où la porosité est en moyenne de 5% et la perméabilité matricielle inférieure à 0,1mD, contrairement à la perméabilité de fracture qui atteint les 145 mD.
Couverture	Dans la région, la couverture est assurée par des séries argileuses ou marneuses ; signalant toutefois le développement de série évaporitiques dans la région de M’sila au Cénomanien et Lutétien supérieur.
Pièges	Essentiellement des pièges mixtes (biseaux et contres failles)

1.3. Le bassin Constantinois :

La genèse et l’expulsion des hydrocarbures sont nettement argumentés pas les nombreux indices de surface et subsurface dans la région d’Ain Regada-Guelma ;

Les principales découvertes dans ce bassin sont à huile, et ont été effectué dans le Crétacé supérieur de Djebel Onk (1956) et Ras Toumb (1977) ; ainsi qu’à Guerguitt El-Kihal Nord et Guerguitt El-Kihal Sud ; où des découvertes d’huile ont été réalisés respectivement en 1988 et 1994 ; et plus récemment (en 2001) à Hassi el Kerma.

	Intervalle	Observation
Roches mères	Vraconien	Dans la partie Sud Constantinois les analyses géochimiques démontrent qu’il pourrait être une source d’alimentation dans la région, avec un TOC moyen de 1,5% et une maturité en phase à huile.
	Cénomanien	TOC > 2% et un HIo 400mg HC/g TOC, dans la fenêtre à huile.
	Turonien	Montre un TOC moyen de 1,5% avec un HIo variant de 200 à 400 mgHC/gTOC, dans la fenêtre à huile.
	Santonien et Coniacien	Avec un TOC atteignant les 4,5 %, et une moyenne de 2,6%, celles-ci montrent un bon potentiel roche mère avec Kérogène mixte II/III et un niveau de maturité dans la fenêtre à huile.
Réservoirs	*Les grès du Numidien :* ayant produit dans certains forages réalisés dans la région d’Ain Regada.
	Les carbonates de l’Yprésien
	Les carbonates de l’Albien supérieur
	Les calcaires sub-récifaux de l’Aptien
Couverture	-Les épaisses séries argilo-marneuses qui recouvrent les réservoirs calcaires du Coniacien. -Les séries marneuses et anhydritiques du Turonien supérieur -Les séries argileuses du Cénomanien-Vraconien
Pièges	De par la structuration de la région, plusieurs types de piège peuvent existés ; structural à mixte.

1.4. Le sillon de Melrhir :

Plays	Description
Play trias	Les réservoirs correspondent à des chenaux fluviatiles dans le haut des grabens associés au rifting triasique, formant des pièges contre faille avec des fermetures structurales localisées notamment sur la voûte de Touggourt. La Roche-mère correspond aux Hot Shales du Silurien. La couverture correspond aux roches volcaniques pour la Série Inférieure et aux évaporites du toit du Trias et du Lias pour les niveaux T1 voire T2.
Play Jurassique	Se présente sous forme plissements ou des horsts situés au-dessus de failles triasiques réactivées et inversées lors de la compression autrichienne au Crétacé Inférieur. Une roche-mère callovo-oxfordienne avec une migration latérale réduite pourrait générer des hydrocarbures. La couverture pourrait être des argiles intra-formationnelles du Malm.
Play Crétacé	Ce play correspond à des récifs développés sur des haut-fond marins associés aux structures compressives NE-SO. Les hydrocarbures sont essentiellement piégés dans les réservoirs à faciès récifaux du Turonien – Coniacien, les pièges sont de type stratigraphique. La couverture est associée aux argiles et évaporites du Sénonien. La source des hydrocarbures sont les calcaires argileux riches en matières organiques du Cénomano –Turonien.

2. Domaine Saharien :

2.1. Bassin de Berkine :

Plays	Description
Cambro-Ordovicien	Il est représenté par les unités fluvio-déltaique du Cambrien et fluvio-glaciaire de l’Ordovicien. L’alimentation est assurée par les argiles radioactifs du Silurien Les argiles d’El Gassi assurent la couverture du Cambien, alors que ceux d’Azzel assurent celle de l’Ordovicien. Les pièges sont principalement mixtes
Siluro-Dévonien	Représenté par un ensemble argilo-gréseux « SAG », tandis que le Dévonien est représenté par des grès fluviatiles à continentaux de l’Emsien-Siegennien et Gedinnien L’alimentation est assurée par les argiles radioactifs du Silurien Les argiles de l’intra-dévonien assurent la couverture. Les pièges sont mixtes
Carbonifère	Ce sont les intervalles gréseux des dépôts marins peu profond, ainsi que les formation fluvio-déltaique du Tournaisien-Viséen et dont l’alimentation est assurée par les argiles radioactifs du Silurien et du Frasnien. Les argiles Intra-Carbonifère assurent la couverture Les pièges sont de type structural
Triasique	Ce sont les grès du TAGS et du Trias carbonaté qui constituent l’élément réservoir, L’alimentation est assurée par le Silurien radioactif et du Frasnien Les argiles et évaporites du Intra-Trias et Trias Lias constituent la couverture Les pièges sont de type structural associé à des failles.

2.2. Bassin d’Illizi :

Plays	Description
Cambro-Ordovicien	Il est représenté principalement par des dépôts fluvio-deltaiques pour le Cambrien et de quartzites pour l’Ordovicien. L’alimentation est assurée par les argiles radioactifs du Silurien Une puissante série argileuse du Silurien, ainsi que les argiles intra-formation Les pièges sont principalement mixtes
Siluro-Dévonien	Représenté par un ensemble argilo-gréseux ; se composant de grès marins peu profonds et de grès fluviatiles, L’alimentation est assurée par les argiles radioactifs du Silurien Une série argileuse du Frasnien assure la couverture. Les pièges sont de type structural, principalement représenté par des anticlinaux faillés
Carbonifère	Ce sont de lentilles gréseuses qui constitue les niveaux réservoir de ce play L’alimentation y est assurée par les argiles radioactifs du Silurien et du Frasnien Les argiles Intra-Carbonifère assurent la couverture Les pièges sont de type structural
Triasique	Ce sont les grès du TAGS à faible argilosité et du Trias carbonaté qui constituent l’élément réservoir, L’alimentation est assurée par le Silurien radioactif et du Frasnien Les argiles et évaporites du Intra-Trias et Trias Lias constituent la couverture Les pièges sont de type structural associé à des failles.

2.3. Amguid Messaoud :

Système pétrolier du môle d’Amguid-Messaoud

Plays	Description
Cambro-Ordovicien	Les réservoirs de ce play, productif dans le gisement de Hassi Messaoud ; est représenté par une épaisse série de roches détritiques constituée essentiellement par des grès, des quartzites et des conglomérats, La principale roche mère reste les argiles radioactives du Silurien. Les argiles d’El Gassi assurent la couverture Les pièges sont de types structuraux à mixtes
Ordovicien	Représenté par les quartzites de Hamra, en un ensemble gréseux massif bien développé L’alimentation est assurée par les argiles radioactifs du Silurien La couverture est assurée par les argiles d’Azzel Les pièges sont principalement structuraux à mixtes
Triasique	Les dépôts sont franchement continentaux (fluviatiles) à la base de la série et deviennent de plus en plus fins et évaporitiques vers le sommet Les argiles radioactives du Silurien et du Frasnien assurent l’alimentation La couverture régionale est assurée par les séries argilo - salifères du Trias et du Lias pour le réservoir Triasique Les pièges sont de types stratigraphiques.

Système pétrolier de la voute de Touggourt :

Plays	Observations
Play Ordovicien	Il se situe dans la base de chenaux de remplissage des vallées glaciaires. Il est alimenté per descensum par la roche-mère des Hot Shales du Silurien. La couverture est la roche-mère elle-même, à savoir les Hot Shales du Silurien. Les biseaux formés par l’amincissement de l’Ordovicien par l’érosion de la Discordance Hercynienne constitue notre piège stratigraphique.
Play silurien	Le play du Silurien correspond à des dépôts de turbidites ou de chenaux turbiditiques et de corps deltaïque. Les pièges sont de type stratigraphiques et mixtes. Ils sont alimentés par les Hot Shales du Silurien, La couverture est assurée par les évaporites du trias.

2.4. Bassin de Oued Mya- Mouydir :

Plays	Description
Cambrien	Représenté par un ensemble gréso-conglomératique de milieu fluviatile L’alimentation est assurée principalement par les argiles radiocatifs du Silurien Ce sont les argiles du Paléozoique qui assurent la couverture Les pièges sont essentiellement de type structural à mixte
Ordovicien	L’alimentation de ce play est assuré par les argiles radiocatifs du silurien, tandis que la couverture l’est par les intercalations argileuses entre les niveaux réservoirs et parfois les roches éruptives du Trias Les pièges sont essentiellement de type structural
Dévonien	Les niveaux réservoirs de ce plays sont représentés par des barres gréseuses régressives du type shelf marin peu profond intercalées dans des séries argileuses. L’alimentation est assurée par les argiles radioactifs du Silurien Les séries argileuses du Dévonien inférieur ainsi que les roches éruptives du Trias constituent la couverture Les pièges sont de types structuraux à mixtes
Carbonifère	Il est représenté par un ensemble argilo-gréseux sur lequel repose un ensemble carbonaté L’alimentation est assurée par les argiles radioactifs du Silurien Les argiles et carbonates du Carbonifère et argiles et évaporites du Trias et du Lias assurent la couverture Les types de pièges sont essentiellement stratigraphiques, liées au corps gréseux et carbonatés (lentilles et récifs)
Trias	Les réservoirs de ce play sont représentés par des dépôts détritiques à fines intercalations argileuses de milieu fluviatile à influence marine Les argiles radioactives du Silurien représente la principale source d’alimentation de ce play La couverture est assurée par une épaisse série évaporitique du Trias et du Lias Les pièges sont de type structural à mixte
Jurassique	Ce plays renferme plusieurs niveaux réservoirs gréseux et carbonatés, ayant présenté de bonnes à très bonnes qualités réservoir L’alimentation est assurée par les niveaux argileux et carbonatés du Jurassique, riches en matière organique Les formations argileuses et niveaux carbonatés compacts, intercalés entre les niveaux réservoir assurent la couverture Les pièges sont de type structural, mixte ou purement stratigraphique

2.5. Bassin de l’Ahnet Timimoun

Plays	Description
Ordovicien	Les grès fluvio-glaciaires d’El Goléa et les quartzites de Hamra représente l’élément réservoir de ce play L’alimentation est assurée par les argiles radioactifs du Silurien Une épaisse série argileuse du Silurien assure la couverture Les pièges sont de type structural à mixte
Gédinnien	Représenté par les quartzites de Hamra, en un ensemble gréseux massif bien développé L’alimentation est assurée par les argiles radioactifs du Silurien et du Givetien-Frasnien La couverture est assurée par les argiles du Dévonien moyen Les pièges sont principalement structuraux à mixtes Les pièges sont de type structural à mixte
Siégénien	Représenté par des dépôts fluviatiles Les argiles radioactives du Silurien et du Frasnien assure l’alimentation La couverture est assurée par les argiles du Dévonien moyen Les pièges de ce plays sont stratigraphiques Les pièges sont de type structural à mixte
Emsien	Ce sont les grès grossiers et même conglomératiques, déposés dans un environnement d’estuaire qui représente l’élément réservoir L’alimentation est assurée par les argiles radioactifs du Silurien et du Givetien-Frasnien La couverture est assurée par les argiles du Dévonien moyen Les pièges sont de type structural à mixte
Tounaisien	Les grès du Tournaisien sont caractérisés par un faciès de type fluvio-estuarien à deltaïque L’alimentation est assurée par les argiles radioactifs du Silurien et du Givetien-Frasnien Les argiles du Tournaisien constituent la couverture Les pièges sont de type structural à mixte

2.6. Bassin de Bechar :

Plays	Description
Play Ordovicien	Ce sont des réservoirs gréseux fins et distaux Les argiles du Silurien est la principale source d’alimentation La couverture est assurée par les argiles de l’Ordovicien et du Silurien Plusieurs types de pièges peuvent exister ; structural et stratigraphique
Play Siegénien-Gédinien	Les séquence de progradation (altérnances argilo-gréseuse) ont montré de bonnes caractéristiques pétrophysique Ce sont les argiles du Silurienne qui alimenteraient ce play La couverture est assurée par les argiles du Dévonien inférieur et ceux du Carbonifère Le piégeage est souvent mixte à cause de la superposition des lentilles gréseuses et du plissement associé.
Play Famennien	Le réservoir est clastique, représenté par d’épais bancs gréseux L’alimentation de ce plays serait assurée par les argiles du Silurien et du Givétien-Frasnien Les argiles du Famennien et ceux du Viséen assureraient la couverture Plusieurs types de piège peuvent exister
Play Viséen	Ce réservoir est constitué de bioconstructions carbonatés dont la couverture est assurée par les argiles intra-Carbonifère ; l’alimentation pourrait être assuré par les argiles et calcaires boueux du VIséen Le piège est de type stratigraphique (ce sont des mud-mounds)

2.7. Bassin de Tindouf

Plays	Description
Ordovicien	Les réservoirs de ce plays sont représentés par faciès quartzitiques fins, parfois argileux de barres littorales évoluant à des dépôts fluviatiles L’alimentation serait assurée par les argiles radioactifs du Silurien Une épaisse série argileuse du Silurien assure la couverture Les pièges sont de type structural à mixte
Dévonien inférieur	Représenté par les dépôts marins tidaux de grès fins à ciment argileux évoluant vers des barres littorales L’alimentation serait assurée par les argiles radioactifs du Silurien La couverture serait assurée par les argiles du Dévonien moyen Les pièges sont de type structural à mixte
Strunien-Tounaisien	Ce sont des dépôts gréseux fins à ciment silico-argileux et carbonatés qui constituent les réservoirs pour ce plays L’alimentation serait assurée par les argiles radioactifs du Silurien La couverture serait assurée par les argiles du Dévonien moyen Les pièges sont de type structural à mixte

2.8. Bassin de Reggane

Plays	Description
Ordovicien	Forme principalement de grès quartzitiques argileux, sa porosité est de l’ordre de 5 % et la perméabilité y est très faible. Les roches mères sont les argiles radioactives à graptolites du Silurien basal La couverture est assurée par les argiles du Silurien. Les pièges sont de types mixtes
Dévonien	Représenté par quatre barres gréseuses, avec des épaisseurs de grès utiles pouvant atteindre les 50 mètres Les principales roches mères sont les argiles radioactives à grapto-lites du Silurien basal et du Frasnien. Les argiles du Dévonien moyen assurent la couverture des réservoirs du Dévonien inférieur. Les pièges sont de type mixte
Carbonifère	Représenté par des grès fins a très fins, à porosité de 28% et de bonnes perméabilités. Les argiles du Dévonien supérieur, en particulier le Frasnien alimen-tent ce play. La couverture du Viséen B est assurée par les argiles du Viséen C Les réservoirs du Strunien-Tournaisien sont couverts par les argiles du Tournaisien supérieur et du Viséen A.

2.9. Bassin de Sbaa

Plays	Description
Camro-Ordovicien	Le réservoir est constitué par un ensemble d’unités allant du Cambrien (Unité II) à l’Ordovicien (Unités III et IV). L’Unité IV de l’Ordovicien sommital représente le principal réservoir de la région. Le faciès du réservoir est dominé par des grès fins à argilosilteux à la base et deviennent propres et grossiers au sommet. La principale roche mère pouvant alimenter les réservoirs du Cambro-Ordovicien est constituée par les argiles basales radioactives du Silurien. La couverture est assurée par les argiles du Silurien. Les pièges sont de types mixtes
Dévonien inférieur	Le réservoir Gédinnien est composé de grès fins et de silts. Les environnements de dépôt sont marins peu profonds avec une tendance au confinement La principale roche mère qui alimente les réservoirs du Gédinnien est le Silurien argileux. La maturation de ce niveau augmente du sud vers le nord du bassin de Sbâa. Les argiles du Dévonien moyen et supérieur assurent une bonne couverture pour les grès du Gédinnien. Les pièges sont de type mixte
Carbonifère-Dévonien supérieur	Ce réservoir est formé par des grès fins, bioclastiques, avec la présence de glauconie. Ces grès se présentent sous forme de barres marines de 20 à 50 mètres La roche mère susceptible d’alimenter les réservoirs du Tournaisien-Strunien est le Frasnien, Le réservoir Strunien-Tournaisien est couvert par les argiles du Viséen et celles du Namurien. Les pièges sont de deux types : structural et stratigraphique