News - 24.06.2020

Le Champ pétrolier de Douleb en Tunisie Centrale: Un «joyau» mature et en constante cure de jouvence

Par Ali Gaaya, Consultant en Exploration &Production Pétrolière (Hepic/AAS*)

1. Introduction et situation énergétique en Tunisie

La Tunisie est entrée dans l’ère du 21ème siècle avec un début de déficit énergétique, qui n’a cessé de se creuser pour dépasser actuellement les 35 millions de barils par an. Malgré un prix du baril de pétrole relativement bas, il est urgent et vital de remédier à cette situation, et de relancer l’exploration et la production des hydrocarbures dits «conventionnels», y compris les champs de petites tailles, dits «marginaux» mais aussi, accélérer le développement des énergies renouvelables, et se préparer pour l’initiation de l’exploration et du développement des importantes ressources en gaz et pétrole dits «non conventionnels», quand le prix du pétrole aura suffisamment augmenté. Il faudrait aussi que les ingénieurs et techniciens, fassent preuve d’imagination et utilisent les technologies de pointe, en vue d’améliorer la récupération et de découvrir de nouvelles réserves afin de prolonger la vie des champs en production, aux moindres coûts.

Le champ pétrolier de Douleb, vieux de plus de 50 ans, en est un exemple type où l’esprit critique et l’utilisation des nouvelles technologies ont joué un rôle important.

2. Le Champ de Douleb, un modèle type de gisement en constante «cure de jouvence»

2.1. Brève rétrospective du Gisement de Douleb, acte1 de la jouvence

Découvert par la Serept en 1966, le champ pétrolier de Douleb, situé à environ 30 km de la ville de Sbeitla, en Tunisie Centrale, a été mis en production en 1968. Il a produit actuellement plus de 21 Millions de barils (Mb) de pétrole de bonne qualité et atteint un pic de production en 1974, d’environ 4 500 barils/jour (b/j).

La production avait progressivement décliné, et les partenaires de l’époque, Serept et Elf Aquitaine, prévoyaient son abandon au plus tard en milieu des années 80. Il faut dire aussi que la vente à l’Etat, de 40% de la production de ce champ à 6 $/b quel que soit le prix international du Brent, n’encourageait pas à l’investissement, alors que le prix du baril était voisin de 40 $/b, et dépassait largement les 50 $/b à partir de 1979 !

En 1997, HTC, une filiale de la société suédoise PA.Resources, avait racheté les 70% d’intérêts détenus auparavant par Elf Aquitaine, puis par Arco. Recruté en 2000, en tant que consultant, et avec une petite équipe d’explorateurs, on a revu minutieusement les données et fait retraiter la sismique 2D (2 dimensions) qui datait des années 70. Le résultat est bien encourageant: non seulement l’image de la structure a été bien améliorée (Fig.1) et l’évaluation du gisement de Douleb a montré que ce gisement recèlerait encore des réserves restantes d’environ 3 Millions de barils (Mb), mais 2 nouveaux concepts d’exploration ont été définis. D’une part, l’approfondissement de l’un des puits abandonnés, pourrait découvrir un nouveau réservoir, et d’autre part, le forage d’un nouveau bloc faillé, dénommé «Compartiment chevauché», pourraient piéger de nouvelles ressources de pétrole (Fig.1, zone en vert et jaune au sud de la structure principale).

Le premier concept a été vérifié dès 2003, par l’approfondissement d’un ancien puits fermé, et la découverte d’un nouveau réservoir « le BedBarS » (Fig.2 en jaune et bleu), qui a débité 180 à 200 barils par jour (b/j) de pétrole anhydre, ce qui représentait environ 50 % d’augmentation de la production, suivi par d’autres forages visant le même objectif. Le deuxième concept était plus complexe structuralement, et en vue de minimiser le risque de forage, il a été décidé d’acquérir dans la Concession une sismique 3D (3 Dimensions) moderne.

2.2. Développement complémentaire du Gisement de Douleb, acte 2 de la jouvence

Une sismique 3D de bonne qualité (Fig.3), a été acquise en Novembre 2009. Son interprétation par l’auteur, a permis de mieux définir la structure ‘en fleur’ de Douleb et son « compartiment chevauché », ou ‘footwall’, au sud (Fig.1). Les réserves initiales moyennes du gisement ont été réévaluées et sont estimées à 30 Millions de barils (Mb), et celles restant à produire à environ 8.6 Mb dont 3.2 Mb dans le nouveau réservoir BedBarS. D’autre part, un projet ambitieux de développement, et un autre projet d’exploration ont été définis, incluant plusieurs puits, et qui seront probablement réalisés dans un proche avenir, surtout que notre société nationale Etap a maintenant remplacé la société PA.Resources, avec 70% d’intérêt dans cette Concession.

2.3. Le Champ de Douleb: un candidat potentiel pour le développement du «pétrole et gaz de schiste», acte 3 de la jouvence

Le pétrole produit dans les divers réservoirs du champ de Douleb, provient de la roche-mère (ou « schiste »), dénommée le « Fahdène » (F1 &F2, en vert sur la Fig.4). Celle-ci est constituée d’argile et de calcaire argileux, d’une épaisseur voisine de 100m, relativement riche en matière organique, et qui donne des indices d’hydrocarbures, lors de son forage. C’est cette roche-mère même, qui a alimenté les réservoirs qui produisent actuellement (en bleu et violet sur les Fig.2&4).

Les nouvelles technologies de forage horizontal et de fracturation hydraulique ou au propane, permettent de mettre en valeur cette roche-mère (populairement du « schiste »), et de produire le pétrole ou le gaz qu’elle renferme. D’ailleurs quand les intercalations calcaires développent des qualités de réservoir « classique » (bonnes porosité et perméabilité), une nouvelle accumulation est découverte, comme c’est le cas dans le gisement de Tamesmida, situé quelques dizaines de kilomètres plus loin. Il est important que la Serept, et son partenaire Etap s’y préparent, en évaluant les ressources de pétrole et de gaz, que peuvent receler ces roches-mères, ainsi que celles des champs pétroliers de Semmama et Tamesmida voisins.

2.4. Les Réservoirs du Douleb: candidats potentiels pour le stockage des Hydrocarbures liquides ou gazeux

Le stockage de pétrole est avant tout une nécessité stratégique (Strategic Petroleum Reserve), qui s’est largement développé, en particulier aux USA et en Europe, après l’embargo de l’Opep en 1973, suite à la guerre de Ramadan (Kippour), entre les pays arabes et Israël. Il vise à garantir une indépendance énergétique pour au moins 2 à 3 mois, en cas d’aléas du marché pétrolier ou gazier.

Le stockage permet aussi de réguler le marché local, en particulier lors des variations saisonnières, et des changements climatiques, et profiter des variations du prix des hydrocarbures, comme c’est le cas en cette période depuis mars 2020. Le stockage souterrain profond peut enfin, s’inscrire dans la transition énergétique, dans la mesure où les énergies renouvelables sont intermittentes et ne peuvent pas (encore) être stockées, quand les sources (soleil ou vent) ne sont pas présentes.         

Divers types de stockage souterrain existent dans les structures géologiques profondes, dont les structures aquifères et les réservoirs d’hydrocarbure épuisés ou déplétés.

La structure de Douleb, produit depuis plus de 50 ans du pétrole, à partir de 2 réservoirs  calcaire (en bleu au top des Fig.2 & 4), et dolomitique (en violet).

Le réservoir dolomitique d’excellente qualité, continue de produire un fluide où l’eau représente 90% à 95% du fluide total, et le pétrole ne constitue que 5% à 10%; il pourra plus tard, quand le pétrole sera «épuisé» ou en dessous du seuil économique, servir pour le stockage du pétrole ou du gaz. Un troisième réservoir, le « BedBarS », découvert en 2004, continue de produire du pétrole, et pourra ultérieurement constituer une couche de stockage supplémentaire.
Ce qui est intéressant actuellement, c’est que ce gisement renferme aussi une couche épaisse, gréseuse (sable consolidé), le « Sidi Aich » (en jaune au fond du log sur la Fig.2), de bonne qualité et contient un aquifère d’eau salée à environ 20 g/l. Ce réservoir serait très probablement, un candidat possible pour le stockage en profondeur, du pétrole ou du gaz.

2.5. Les eaux produites avec le pétrole, une source appréciable pour la région

L’eau est une source vitale. Tout le monde s’accorde pour dire que la Tunisie, qui dispose généralement de 4.5 à 5 Milliards de m3 d’eau par an, soit moins de 500 m3 d’eau par habitant et par an, vit un stress hydrique critique et a soif. Les coupures d’eau sont parfois fréquentes, surtout durant la saison estivale, et les agriculteurs se plaignent du manque de disponibilité de l’eau pour leurs cultures irriguées…

Plusieurs solutions sont proposées par les services concernés au sein du Ministère de l’Agriculture, dont la construction de nouveaux barrages et la maintenance des anciens, une meilleure gestion des ressources disponibles, un nouveau mode de cultures et d’irrigation, l’utilisation des eaux usées traitées, le dessalement de l’eau de mer, etc. Mais aucune ne tient compte des énormes volumes d’eau issus de l’activité pétrolière.

Il est à noter qu’environ 70 % de la production mondiale est satisfaite par des champs mis en production il y a une vingtaine d’années ou plus. Ces champs dits matures, produisent de plus en plus d’eau accompagnant la production de pétrole (Fig.5a). En fin de vie, ces champs peuvent produire jusqu’à 90% ou plus d’eau.

La production des hydrocarbures s’accompagne donc de la production de grandes quantités d’eau. En moyenne, la production de chaque baril de pétrole, s’accompagne, au niveau mondial, de la production de 3 à 5 barils d’eau. Ce rapport peut dépasser 10 volumes d’eau pour un volume de pétrole dans certaines zones matures (Fig.5b).

Ceci est bien le cas du champ de Douleb, comme indiqué plus haut. En effet, certains puits produisent à partir du « réservoir dolomitique du Serdj », plus que 90% d’eau d’une salinité variant de 6 à 12 g/l.

Le gisement de Douleb, produit environ 420 000 m3 d’eau par an ou 2.65 Mb/an!

Ces eaux, souvent considérées comme des sous-produits gênants ou ‘déchets’, sont souvent, soit réinjectées dans des ‘puits-poubelles’ pour s’en débarrasser, ou soumises à l’action de l’évaporation.
Les récents développements technologiques en matière de traitements physico-chimiques des eaux, les règles de plus en plus sévères en matière de préservation de l’environnement, ainsi que la prise de conscience que ces eaux peuvent au contraire, constituer des ressources appréciables, permettent aux pétroliers de les réutiliser, soit  pour leurs besoins sur site, soit de les mettre à la disposition des communautés locales pour des utilisations agricoles ou industrielles.

Fig.5a- Profils typiques de production de pétrole(en bleu)  Fig.5b- Rapport volume d’eau/pétrole pour certains pays et d’eau (en orange) et pourcentage d’eau (en vert)

Dans le cadre de la « Responsabilité sociétale », les eaux du réservoir dolomitique de Douleb, dont la salinité est de 6 g/l à 12 g/l, peuvent donc être traitées et fournies à la communauté locale pour leurs besoins en agriculture et en élevage ovin ou bovin, voire même pour leurs besoins domestiques !

3. Conclusions

Le champ pétrolier de Douleb, malgré sa taille modeste en termes de réserves, a quand même produit environ 21 Mb de pétrole de bonne qualité et contribué au développement du pays durant plus de 50 ans. L’utilisation des nouvelles technologies, et le développement des idées nouvelles et de nouveaux concepts font de ce gisement, un joyau en constant « rajeunissement ». De nouvelles réserves ont été découvertes, et bien d’autres restent encore à découvrir, pourvu que les décideurs y croient, et lui réservent les ressources humaines et financières nécessaires pour vérifier ces concepts et développer les nouvelles ressources découvertes, afin que ce gisement continuera, malgré son « âge avancé », à contribuer au développement du pays et de la région pour plusieurs générations futures…

On a vu aussi que la structure de Douleb peut aussi servir dans le futur au stockage des hydrocarbures liquides ou gazeux, et que l’eau produite, peut, après un traitement approprié, constituer une source d’eau appréciable pour la communauté locale.

Le gisement de Douleb, pourra aussi servir de «modèle» pour d’autres champs dans la région, tels que ceux de Tamesmida ou de Semmama dans le gouvernorat de Kasserine, et même d’autres structures forées sans résultats positifs pour les «hydrocarbures conventionnels», mais qui peuvent être reprises pour développer les «hydrocarbures non conventionnels» ou pour le stockage, et transformer cette région en une nouvelle et importante province pétrolière !

Ali Gaaya
Consultant en Exploration &Production Pétrolière (Hepic/AAS*)

 

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1 Commentaire
Les Commentaires
Touhami Bennour - 24-06-2020 20:50

Oú en est-.on avec le projet d´énergie solaire du "TuNur", au sud du pays. Ca a l´air d´être grandiose, ce projet est une solution au problème de l´environnement. A mon avis il faut á la Tunisie d´être parmis les premiers du nouveau dans le domaine de l´énergie

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