Introduction

Le bassin des Hauts Plateaux, couvrant une superficie d’environ 20 138 km², est limité par le linéament de Mechkakour à l'ouest et s'étend vers l'est jusqu'aux frontières entre le Maroc et l‘Algérie. Les découvertes de gaz dans les régions de Talsint et de Tendrara, ont donné une véritable impulsion à l'exploration pétrolière dans cette vaste zone.

Base de données

A la date du 31 décembre 2018, un total de 6 959 km de lignes sismiques 2D a été acquis dans la région, en plus de 498 km² de sismique 3D. Les puits forés dans la zone sont au nombre de douze (12).

Evolution sédimentaire et tectonique

Evolution sédimentaire

Les périodes siluro - ordoviciennes et dévoniennes sont représentées par des argiles, des quartzites, des carbonates, des grès et des argilites. Le Carbonifère est représenté par des argiles et des siltstones d'âge Viséen - Namurien. Des dépôts clastiques contenant du charbon, d'âge Westphalien, sont présents plus au Nord, dans la mine à charbon de Jerada et dans le puits OSD - 1, dans le bassin de Missour. La série du Trias est composée du TAGI recouverte par du sel intercalé de basalte. Les formations jurassiques sont principalement des carbonates et des dolomies d’âge Lias - Bathonien. Le Crétacé et le Cénozoïque sont caractérisés par des conglomérats, des calcaires, des argiles et des dépôts d'anhydrite.

Evolution tectonique

Le bassin des Hauts Plateaux, tout comme ses alentours, a subi trois principales phases orogéniques :

  • La phase hercynienne avec des chevauchements et des intrusions magmatiques.
  • La phase d'extension du Trias - Jurassique avec des failles normales.
  • La phase de compression alpine provoquant l'inversion des Atlas et l’halocinèse, surtout dans la partie méridionale de la région

Systèmes pétroliers

Présence d’hydrocarbures

Les puits SBK - 1, TE - 5, TE - 6 et TE - 7, dont les deux derniers ont été forés en 2016 dans la région de Tendrara, ont révélé des accumulations de gaz et de condensat dans le réservoir TAGI. Trois autres puits (TE - 8 ,9 et 10) ont été forés entre 2017 et 2018 dont un (1) a mis en évidence une découverte de gaz.

Roches mères

L’analyse des roches mères d’âge Viséen-Namurien, provenant des puits de Tendrara a révélé qu’elles sont de type III, avec des valeurs de COT de 0,5 à 1,5 % et un Ro de 1 à 1,3 %.

Les argiles noires du Jurassique, rencontrées aux alentours du Haut et du Moyen Atlas sont riches en matière organique de type II, et sont favorables à la génération des hydrocarbures liquides. Les valeurs du COT ont atteint 8 % dans le Moyen Atlas (région d’Issouka) et 2 % dans le Haut-Atlas.

Roches réservoir

Pour le Trias, la Formation TAGI est le réservoir principal dans le bassin. Ce réservoir est considéré aussi comme le principal objectif dans certains gisements d’Algérie. Le TAGI dépasse 400 m d’épaisseur dans le forage RR-1. Sa porosité varie de 6 % à 15 % dans les forages et pourrait atteindre 25% dans les affleurements. Des réservoirs carbonatés du Viséen et du Dévonien (constructions récifales) sont également connus dans les bassins des Haut-Plateaux.

Pièges

Pièges structuraux liés aux failles inverses :

  • Demi-grabens ;
  • Blocs basculés ;
  • Anticlinaux en roll over ;
  • Pièges liés au mouvement du sel.

Pièges stratigraphiques :

  • Biseaux ;
  • Récifs ;
  • Lentilles sableuses.