Cette thèse, par son approche multidisciplinaire et l'interprétation d'une quantité importante de données industrielles, apporte de nouveaux éléments dans la compréhension des systèmes de bassin d'avant-pays, en particulier dans le domaine andino-amazonien du nord-Pérou. Elle propose un nouveau modèle stratigraphique et structural de cette région, et reconstitue l'histoire de la déformation et de la sédimentation tout en les quantifiant, données indispensables pour modéliser les systèmes pétroliers et réduire les risques en exploration. Les résultats montrent que l'architecture structurale du bassin d'avant-pays de Marañon, le plus grand des Andes centrales, évolue latéralement d'une zone de wedgetop au SE à une zone de foredeep au NW. Au SE, il forme un prisme de chevauchements en partie érodé, connecté aux bassins wedgetop de Huallaga et Moyabamba. Cet ensemble constitue un seul système de bassin d'avant-pays, déformé par l'interférence d'une tectonique de couverture à vergence Est et d'une tectonique de socle en grande partie à vergence Ouest. Le raccourcissement horizontal total varie entre 70 et 76 km. La vergence Ouest de cette tectonique de socle est contrôlée par l'héritage de l'orogénèse Gondwanide (Permien moyen). Nous montrons qu'elle est à l'origine des importants séismes crustaux et destructeurs dans le bassin de Moyabamba. La tectonique de couverture, à vergence Est, présente un fort raccourcissement et est limitée aux bassins wedgetop de Huallaga et Moyabamba, où elle est contrôlée par la distribution géographique d'un important niveau d'évaporites d'âge permien terminal scellant les structures de l'orogénèse Gondwanide. Vers le NW, la déformation du bassin Marañon s'amortit progressivement, ce qui se manifeste par la transition vers une zone de dépôt de type " foredeep ". La déformation, bien que peu importante, y est toujours active et responsable de séismes de faible profondeur. D'un point de vue sédimentaire, cette thèse a permis de différencier quatre mégaséquences d'avant-pays dans le bassin de Marañon, définies à partir de corrélations stratigraphiques de puits et des discontinuités régionales identifiées en sismique. Une coupe structurale traversant le système Marañon-Huallaga a été restaurée en trois étapes depuis l'Eocène moyen pour reconstituer et quantifier la propagation du système de bassin d'avant-pays. Les quatre mégaséquences d'avant-pays et la restauration séquentielle montrent que le système Marañon-Huallaga s'est développé depuis l'Albien en deux étapes séparées par une importante période d'érosion durant l'Eocène moyen. Elles ont enregistrées successivement les soulèvements des cordillères occidentale et orientale des Andes du nord-Pérou, et celui de l'Arche de Fitzcarrald. D'un point de vue quantitatif, les taux de sédimentation calculés montrent une augmentation progressive depuis l'Albien, interrompue par l'érosion de l'Eocène moyen. Les modélisations pétrolières 2D, réalisées à partir d'une révision des systèmes pétroliers et de la restauration séquentielle du système Huallaga-Marañon, valorisent une grande partie des résultats obtenus dans cette thèse en simulant l'expulsion des hydrocarbures aux différentes étapes de la déformation du système Huallaga-Marañon et en montrant ses zones de piégeage potentielles. / This thesis, through its multidisciplinary approach and the interpretation of a large amount of industrial data, brings new elements in the understanding of foreland basin systems, especially in the Andino-Amazonian field of northern Peru. It proposes a new stratigraphic and structural model of this region, reconstructs and quantifies the history of the deformation and sedimentation that constitutes the key data to model the petroleum systems and to reduce the risks in exploration. The results show that the structural architecture of the Marañon Foreland Basin, the largest of the central Andes, evolves laterally from a wedgetop zone in the SE to a foredeep zone in the NW. In the SE, it forms a thrust wedge partly eroded, connected to the wedgetop basins of Huallaga and Moyabamba. This set constitutes a single foreland basin system, deformed by the interference of an east-verging thin-skinned tectonics and a largely west-verging tectonics. The total horizontal shortening varies between 70 and 76 km. The western vergence of this thick-skinned tectonics is controlled by the inheritance of the Gondwanide orogeny (Middle Permian). We show that it is at the origin of the important crustal and destructive earthquakes in the Moyabamba basin. The east-verging thin-skinned tectonics shows a strong shortening and is confined to the wedgetop basins of Huallaga and Moyabamba, where it is controlled by the geographical distribution of a large level of Late Permian evaporites sealing the structures of the Gondwanide orogenesis. Towards the NW, the deformation of the Marañon basin is progressively amortized, which is reflected in the transition to a foredeep type deposition zone. The deformation, although not very important, is still active and responsible for shallow earthquakes. From a sedimentary point of view, this thesis has made it possible to differentiate four foreland mega-sequences in the Marañon basin, defined from well stratigraphic correlations and regional discontinuities identified in seismic. A structural section through the Marañon-Huallaga system has been restored in three stages since the Middle Eocene to reconstruct and quantify the propagation of the foreland basin system. The four foreland mega-sequences and the sequential restoration show that the Marañon-Huallaga system developed since the Albian during two stages separated by an important period of erosion during the Middle Eocene. They recorded successively the uplifts of the western and eastern Cordilleras of the Andes of northern Peru, and that of the Arch of Fitzcarrald. From a quantitative point of view, the calculated sedimentation rates show a gradual increase since the Albian, interrupted by the erosion of the Middle Eocene. The 2D petroleum modeling, carried out from a revision of the petroleum systems and the sequential restoration of the Huallaga-Marañon system, valorizes a large part of the results obtained in this thesis by simulating the expulsion of the hydrocarbons at the different stages of the deformation of the Huallaga-Marañon system, and showing its potential trapping areas.

Les intrusions sableuses (injectites) sont le plus souvent le produit de la remobilisation post-dépositionnelle des sédiments et de l’injection du sable dans les roches environnantes. Bien que reconnues pour la première fois il y a près de 200 ans, elles ne sont réellement étudiées que depuis quelques dizaines d’années, depuis que les concepts sur les environnements de dépôt dans les domaines marins profonds nous permettent de mieux comprendre les processus de mise en place. Cependant, ces processus restent encore aujourd’hui relativement mal compris. Notre approche repose sur l’étude d’injectites dans le bassin du Bas-Congo à partir de données de sismique et de puits que nous comparerons à un système fossile dans le bassin du sud-est de la France. Nous avons montré que :(1) Dans des systèmes de chenaux turbiditiques enfouis, les dépôts de drapage sur les marges et terrasses de chenaux présentent la même signature géophysique que les injectites de type « wing ». Finalement, le seul critère sismique d’identification des injectites est la présence de réflexions sismiques sécantes vis-à-vis de la stratigraphie associée dans le meilleur des cas au soulèvement des réflecteurs sismiques sus-jacents. (2) Des injectites d’échelle sismique en forme de cône et d’assiette ont été identifiées dans le bassin du Bas-Congo. La remobilisation résulte probablement des pressions anormales induites par l’effet de flottabilité des hydrocarbures piégés dans les marges d’un lobe enfoui sous 160 m de sédiment, puis de l’injection soudaine du sable fluidisé associée à la réactivation de failles.(3) Un réseau d’injectites (dykes, sills/wings et laccolites) s’est formé dans le bassin Vocontien entre la fin de l’Albien supérieur et/ou le début du Cénomanien, depuis un chenal turbiditique de l’Albien inférieur-moyen. La mise en place résulte probablement de la compartimentalisation précoce du chenal au cours de son enfouissement et de l’augmentation du taux de sédimentation générant la surpression et de l’apport ultérieur d’importante quantité de fluides profonds déclenchant l’injection. L’injection du sable a été polyphasée : une première injection a formé des sills et une suivante des dykes. Les sills/wings et les dykes se sont propagés latéralement au chenal source sur environ 2 km et vers la surface sur environ 200 m, mettant en évidence une forte remobilisation latérale plutôt que verticale, contrairement à l’idée classiquement admise à partir de l’interprétation des données sismiques.(4) La formation de ce large réseau d’injectites a été gouverné par des mécanismes d’hydrofracturation. Par conséquent, sa morphologie a été dépendante des hétérogénéités de la roche hôte (milieu isotrope, fracturé), des directions de paléo-contraintes (σ3 = NW-SE) et de la profondeur d’enfouissement de la source (300-600 m) au moment de l’injection. L’étude de ce réseau fossile permet de définir les relations entre morphologie du réseau injecté et état de contraintes au moment de l’injection. Cette relation peut être extrapolée de façon à contraindre la morphologie des réseaux de subsurface au-delà de la visibilité sismique. (5) Les sables injectés dans des lithologies de faible perméabilité témoignent d’un épisode d’échappement de fluide important dans les bassins étudiés mais ont aussi guidé les fluides longtemps après leur formation. Les injectites contribuent ainsi à l’initiation épisodique et la pérennisation de migrations de fluides dans les bassins sédimentaires. Le processus d’injection est associé à l’échappement brutal de fluides, résultant vraisemblablement d’un évènement tectonique et/ou sédimentaire important, et l’architecture des réseaux d’injectites est gouvernée par les paléo-contraintes locales et les hétérogénéités de la roche hôte. Par conséquent, la caractérisation des réseaux d’injectites est une étape importante dans la compréhension de la plomberie des marges, c'est-à-dire l’évolution post-dépôt des bassins sédimentaires. / Sand intrusions (or injectites) are most often the product of post-depositional remobilization of sand leading to its injection into the surrounding rocks. While injectites were recognized for the first time nearly 200 years ago, their emplacement process has been studied for a couple of decades only, since the concepts of deep sea depositional environments have allowed us to better understand their emplacement processes. However, these processes are still relatively poorly understood. Our approach is based on the study of injectites in the Lower Congo Basin from seismic and well data, which we compare to a fossil system in the SE France basin. We have shown that:(1) In buried turbidite channel systems draping deposits on the channel flanks and terraces of channels have the same geophysical signature as ‘wing-like' injectites. Finally, the only criterion for identifying seismic injectites is the presence of bedding-discordant seismic reflections, and in the best case the associated uplift of the overlying seismic reflectors.(2) Seismic-scale conical and saucer-shaped sand injectites have been identified in the Lower Congo Basin. The remobilization is likely due to overpressuring induced by the buoyancy effect of hydrocarbons trapped in the margins of a lobe buried underneath 160 m of sediment, followed by the sudden injection of fluidized sand associated with fault reactivation of faults (with a possible role of nearby salt diapirs).(3) A network of injectites (dykes, sills/wings and laccoliths) was formed in the Vocontian basin during the late Albian and/or early Cenomanian, from a lower-middle Albian turbidite channel. The emplacement is probably due to the early compartmentalization of the channel during its burial and the increase of the sedimentation rate generating overpressure; and the subsequent large influx of deep fluids triggering injection. The injection of sand was polyphased: a first episode formed the sills and another emplaced the dykes. Sills/wings and dykes propagated about 2 km laterally away from the parent sand body and about 200 m up to the surface, revealing a much more extended lateral than vertical reach, contrary to the classically accepted idea from the interpretation of seismic data.(4) The emplacement of this large network of injectites was governed by hydrofracturing. Therefore, its morphology is dependent on the host rock heterogeneity (isotropy, fractures), the paleo-stress orientation (σ3 = NW-SE) and the burial depth of the source (300-600 m) at the time of injection. The study of this fossil network allows us to define the relationship between morphology of the injected network and stress state at the time of injection. This relationship can be extrapolated to constrain the morphology of subsurface networks beyond seismic visibility.(5) Sands injected into low permeability lithologies bear evidence to a major event of fluid escape in the studied basin, but also channeled fluids long after their formation. In this way, injectites both attest to specific episodes of fluid migration in sedimentary basins and contribute to long-lived re-routing of migrating fluids once emplaced.The injection of sand is associated with the sudden escape of fluids, probably resulting from a significant tectonic and/or sedimentary event; in addition, the architecture of injectite networks is governed by the local paleo-stress and heterogeneity in the host rock. Consequently, characterizing injectite networks is an important step in understanding the plumbing systems of continental margins, i.e. the post-depositional evolution of sedimentary basins.

La compréhension d'un système pétrolier nécessite la caractérisation pétrographique de tous les éléments et les processus le composant. Dans ce travail, plusieurs exemples de roches mères, roches réservoirs et roches couvertures provenant de bassins pétroliers différents, ont été étudiés afin de décrire les méthodes pétrographique classiques et mettre en place des nouvelles. Ces dernières telles que : la création d'une cinétique de transformation d'un kérogène composé de deux types de matière organiques (programmation), analyse macérale et l'étude des microfractures par analyse d'images, la diffraction à rayon X ainsi que la tomographie ont permis la caractérisation de la roche mère. Quant aux roches réservoirs, les méthodes d'analyse d'image des propriétés pétrophysiques, la microscopie MSCL ainsi que les paramètres de mouillabilité permettent la description de la qualité de ces réservoirs et leurs préservations au cours du temps à cause des phénomènes de recristallisation, dissolution, circulation de fluide et de réaction TSR/BSR. Les roches couvertures étudiées dans ce travail sont celles des argilites callovo-oxfordienne, utilisant la diffraction à rayon X ainsi que l'analyse d'image et la tomographie. Ces méthodes ont facilité la compréhension de leurs comportements au cours du temps, leurs capacités de sorption/désorption et leurs fiabilités de stockage de déchets nucléaire. Enfin, la modélisation pétrolière avec Petromod permet de déterminer les fonctionnements des systèmes pétroliers. La modélisation par percolation est plus proche de la réalité des bassins pétroliers que celle de Darcy/Hybride / Understanding oil systems requires petrographic characterization of all elements and process that compose it. In this work, several examples of source rocks, reservoir rocks and seal from different petroleum basins have been studied in order to describe conventional petrographic methods and develop new ones. The new ones as: a program of transformation kinetic of kerogene composed of two types of organic matter, maceral analysis and microfractures study using images analysis, the diffraction X-ray and tomography allowed source rock description. As for, reservoir rocks, methods of petrophysical characterization by images analysis, MSCL Microscopy and wettability parameters permit reservoir quality description and their preservation over time due to recrystalization and dissolution phenomena, fluid flow and TSR/BSR reaction. The cap rocks studied in this thesis are those of Callovo-Ordovician argillites, using X-Ray diffraction as well as images analysis and tomography. Those methods facilitated the understanding of argillites behavior over time, their sorption/desorption ability and their reliability of nuclear waste storage. Finally, Modeling using Petromod helps to determine petroleum systems functioning. Modeling by percolation method gives results closer to oil basins reality, than by Darcy/Hybrid method

La marge algérienne est un domaine complexe, bordé au sud par les zones internes des Maghrébides (AlKaPeCa) qui chevauchent les zones externes telliennes vers le sud. La partie offshore de ce système constitue un bassin d‘arrière arc où s‘est déposée une série sédimentaire mio-pliocène reposant sur un substratum de nature et d‘origine variables spatialement. L'objectif de ce travail a consisté à analyser et modéliser le fonctionnement des systèmes pétroliers et à quantifier les volumes d‘hydrocarbures accumulés. Avant de procéder aux différentes modélisations numériques, stratigraphiques et thermiques, un modèle géologique conceptuel a été élaboré sur la base des données de géologie de terrain et de sismiques. La continuité terre- mer du socle kabyle a permis une extrapolation stratigraphique entre des formations oligo-miocènes en affleurement et les unités acoustiques définies dans le bassin offshore. L‘analyse tectonique dans les deux domaines a abouti à une évolution en trois phases : (1) syn-rift où le bassin a été ouvert en transtension à partir de l‘Oligocène supérieur-Aquitanien, (2) phase post-rift durant laquelle il y a eu le développement des bassins intra-arcs, la collision AlKaPeCa- Afrique et le magmatisme, (3) phase d‘inversion où la marge devient active essentiellement à partir du Quaternaire. En définissant l‘ensemble des éléments des systèmes pétroliers avec des incertitudes variables, la simulation du fonctionnement de ces derniers par modélisation de bassin 2D/3D a montré des possibilités d‘accumulation d‘huile et de gaz majoritairement près de la marge, entre 20 et 65 km de la côte avec un maximum de portée de 70 km dans le golfe de Bejaia. / The Algerian margin is a complex domain, limited to the south by the Maghrebian internal zones (AlKaPeCa) that overthrust the external Tellian zones southward. The offshore part of this system constitutes a back-arc basin, where a mio-pliocene sedimentary series were deposited over a substratum of laterally variable origin and nature. The goal of the present work consisted in analyzing and modelling the petroleum system at work and calculating hydrocarbon volumes. Before proceeding to different numerical basin, stratigraphic and thermal modelling, a conceptual geological model is required and was performed based on field geological studies and stratigraphic and structural interpretations of the seismic profiles. The extension of the continental crust beyond the foot of the margin, allows determining a chronostratigraphic model by extrapolation of the outcroping oligo-miocene formations onshore to the acoustic pre-messinian units defined in the offshore basin. Besides, a tectonic analysis in both onshore and offshore domains gave rise to three main steps of evolution: (1) syn-rift phase where the basin was opened by transtension since Late Oligocene- Aquitanian, (2) post-rift phase in which intra-arc basins were developed, AlKaPeCa and Africa docked and magmatism activity took place, (3) inversion phase where the margin became active mainly since Quaternary times. After defining the different petroleum system elements taking into account variable uncertainties, the 2D/3D petroleum system model depicts possibilities of oil and gas accumulations mainly close to the margin, between 20 to 65 km from the coastline to the north with a maximum range of 70 km in the Bejaia Gulf.