Chapitre III : Matériel et Méthodes
42
í µí°¹í µí°» =
í µí¼95−í µí¼5
2,44∗(í µí¼75−í µí¼25)
−
í µí¼75−í µí¼25
2
………. (5)
Avec φ = -log 2 (x)
Tableau III.3 Type d'hydrodynamisme par rapport au facteur hydrodynamique (WEYDERT, 1971)
Limite
Terminologie
FH>2
Hydrodynamisme très fort
2>FH>1
Hydrodynamisme fort
1>FH>0,5
Hydrodynamisme moyen
FH=0
Hydrodynamisme faible
FH=-1
Hydrodynamisme très faible
Fraction fine (pélite)
Sont la fraction la plus fine dans le sédiment. C’est la différence entre le poids avant (P initial )
et après rinçage (P final ) à l’eau de robinet.
í µí°¹í µí±í µí±í µí±í µí±¡í µí±í µí±í µí± í µí±í µí±í µí±í µí± (í µí±) = í µí± í µí±í µí±í µí±í µí±¡í µí±í µí±í µí± − í µí± í µí±í µí±í µí±í µí±í µí±……….. (6)
Tableau III.4 Classification des sédiments selon le taux des pélites
Type de dépôt
Taux des pélites (%)
Sable peu vaseux
<5
Sable vaseux
5 à 25
Vase sableuse
25 à 75
Vase
>75
Pouvoir de rétention des hydrocarbures (PR%)
Il est déterminé par la moyenne et le coefficient de dissymétrie de FOLK et WARD comme
suit :
í µí±í µí± (%) = 6,33 ∗ í µí±
−0,75
í µí±
0,8133∗í µí¼
………. (7)
Avec : M : moyenne et σ : écart-type, qui se calcule par l’équation suivante :
í µí¼ =
í µí±16−í µí±84
4
+
í µí±5−í µí±95
6,6
……….. (8)
C’est e volume d’hydrocarbures retenus après leur passage à travers le milieu par gravité. Il
est contrôlé par la porosité, la teneur en eau, la teneur en matière organique et la nature des
hydrocarbures (BERNE, 1982).
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í µí°¹í µí°» =
í µí¼95−í µí¼5
2,44∗(í µí¼75−í µí¼25)
−
í µí¼75−í µí¼25
2
………. (5)
Avec φ = -log 2 (x)
Tableau III.3 Type d'hydrodynamisme par rapport au facteur hydrodynamique (WEYDERT, 1971)
Limite
Terminologie
FH>2
Hydrodynamisme très fort
2>FH>1
Hydrodynamisme fort
1>FH>0,5
Hydrodynamisme moyen
FH=0
Hydrodynamisme faible
FH=-1
Hydrodynamisme très faible
Fraction fine (pélite)
Sont la fraction la plus fine dans le sédiment. C’est la différence entre le poids avant (P initial )
et après rinçage (P final ) à l’eau de robinet.
í µí°¹í µí±í µí±í µí±í µí±¡í µí±í µí±í µí± í µí±í µí±í µí±í µí± (í µí±) = í µí± í µí±í µí±í µí±í µí±¡í µí±í µí±í µí± − í µí± í µí±í µí±í µí±í µí±í µí±……….. (6)
Tableau III.4 Classification des sédiments selon le taux des pélites
Type de dépôt
Taux des pélites (%)
Sable peu vaseux
<5
Sable vaseux
5 à 25
Vase sableuse
25 à 75
Vase
>75
Pouvoir de rétention des hydrocarbures (PR%)
Il est déterminé par la moyenne et le coefficient de dissymétrie de FOLK et WARD comme
suit :
í µí±í µí± (%) = 6,33 ∗ í µí±
−0,75
í µí±
0,8133∗í µí¼
………. (7)
Avec : M : moyenne et σ : écart-type, qui se calcule par l’équation suivante :
í µí¼ =
í µí±16−í µí±84
4
+
í µí±5−í µí±95
6,6
……….. (8)
C’est e volume d’hydrocarbures retenus après leur passage à travers le milieu par gravité. Il
est contrôlé par la porosité, la teneur en eau, la teneur en matière organique et la nature des
hydrocarbures (BERNE, 1982).