Soutenance mémoire
La Mauritanie est divisée en quatre ensembles géologiquement distincts:
o La dorsale de Regueibatt localisée au Nord du pays.
o La chaîne des Mauritanides s’étendant du Nord au Sud du pays.
o Le bassin sédimentaire atlantique, dénommé Bassin Côtier subdivisé en cinquante six (56) blocs (On shore et Offshore) (Figure 1).
o Le bassin sédimentaire de Taoudeni qui couvre près de la moitié de la superficie totale du pays (supérieur à 500.000 km²) subdivisé en soixante treize (73) blocs auquel est adjoint la partie du bassin de Tindouf qui ne comprend que deux (2) blocs (Ti1 et Ti2).
Depuis 1961, beaucoup de campagnes d’exploration ont été réalisées au niveau des deux bassins sédimentaires en Mauritanie, le Bassin côtier et le Bassin de Taoudéni dans le but d’évaluer leurs potentiels. A ce jour, la Mauritanie compte huit (06) découvertes pétrolières et gazières toutes situées dans le bassin côtier en offshore. Dans l’offshore, Woodside et Dana Petroleum sont les sociétés opératrices. Ces sociétés, sont aujourd’hui fortifiées par l’arrivée de majors (Total, Gaz de France et Wintershall) qui viennent renforcer considérablement l’Exploration dans le Bassin de Taoudéni.
Le travail que nous présentons ici est le fruit de la collaboration entre le Département de Géologie de la Faculté des Sciences et Techniques de l’Université Cheikh Anta Diop de Dakar et la Société Mauritanienne des Hydrocarbures (SMH) qui, dans le cadre de sa mission d’évaluation et de promotion des ressources pétrolières du Mauritanie, a voulu procéder à une compilation des différentes données stratigraphiques et géochimiques des sondages pétroliers disponibles dans le bassin afin de mieux caractériser les roches mères et roches réservoirs. Le présent travail s’inscrit dans ce contexte. Les données qui nous exposons proviennent de plusieurs sondages qui ont été forées dans différentes parties du bassin côtier. Nous avons concentré notre étude sur les forages de Loup de mer, Sondage V-1 et le Sondage MTO-2.
LE CADRE GEOLOGIQUE DU BASSIN COTIER
SITUATION GEOGRAPHIQUE
Le bassin Sénégalo-mauritanien s’étend entre les parallèles 11°N et 22° N, depuis la GuinéeBissau jusqu’au Nord du Cap Blanc en Mauritanie, soit sur plus de 500 km. Il est bordé à l’Est par la chaîne des Mauritanides et couvre ainsi une superficie de plus de 160 000 km2 , dont 100 000 km2 en offshore ( Fig 2).
APERÇU HISTORIQUE DE L’EXPLORATION
Bien que l’exploration ait commencé en 1960 par l’étude géologique, l’activité d’exploration n’a réellement démarré qu’en 1966 et s’est poursuivie d’une façon à peu prés continue jusqu’à présent. La sismique acquise depuis 1966 se repartit comme suit :
➤ 60 000 Km2 de sismique 2D (offshore)
➤ 18 000 Km2 de sismiques 3D (offshore)
➤ 1 800 Km2 de sismique 2D (onshore).
Les travaux de forage ont été lancés depuis 1968 et près de 55 puits ont été forés jusqu’ici dans le bassin côtier :
➤ 11 effectués entre 1967 – 1992 (AMACO, Texaco, Esso, Arco, Mobil……);
➤ 36 exécutés par Woodside et ses partenaires (2001-2005) ;
➤ 5 exécutés par Dana Petroleum et ses partenaires (2001-2005) ;
➤ 1 exécuté par IPG dans l’Onshore (2002) ;
➤ 2 exécutés par CNPCIM dans l’Onshore (2007).
Ceci a conduit à l’identification d’un nombre important d’anomalies d’hydrocarbures, au sein des couches traversées par ces différents puits. Dans le bassin côtier, il y a eu 6 découvertes:
➤ Chinguitty (2001) : offshore profond bloc 4
➤ Banda (2002): Offshore peu profond bloc 4
➤ Walata (2003) : offshore profond bloc 4
➤ Pélican (2003) : offshore profond bloc 7
➤ Tevet (2004): offshore peu profond bloc 4
➤ Lebeidna (2005): offshore profond bloc 4.
CONTEXTE GEOLOGIQUE DU BASSIN COTIER
La géologie et la stratigraphie du bassin sont bien connues grâce à l’exploration pétrolière qui s’intensifie de jour en jour. Il s’agit d’un bassin de marge passive qui s’est mis en place à la suite de l’ouverture de l’Atlantique. Il dispose d’un plateau continental très développé et affecté d’une forte subsidence; il est constitué de formations sédimentaires allant au TriasLias au Quaternaire. La structure a été compliquée par l’intrusion de diapirs de sel qui ont percé le tissu sédimentaire du plateau continental pendant le Trias supérieur-Lias inférieur ; Il correspond à une zone à relief peu marqué, la plus grande partie du bassin est recouverte par des sables Mio-Plio-Quaternaires et la série sédimentaire post Paléozoïque a été reconstituée à partir des informations de forages pétroliers surtout que les recherches en cours en Offshore ont mis en évidence des champs pétroliers exploitables.
GENESE DU BASSIN
La formation du bassin côtier de Mauritanie est conforme au schéma classique de formation des marges passives de type atlantique (Fig 4). Les stades successifs du bassin côtier sont les suivant :
● Rift dans la croûte continental :
D’âge présumé Permien à Lias. Il est très mal identifiée en sismique et non reconnue en forage. Ce Rift est le résultat d’une expansion thermique à l’origine de la formation d’un dôme dont la vaut s’effondre. Les accidents tectoniques fréquents sont des failles tensionnelles liées à la formation de horsts et grabens à l’intérieur du rift, Le remplissage du rift est constitué essentiellement de sédiments.
● Drift :
Débutant au Jurassique moyen avec l’ouverture de l’Atlantique, Nord correspond à un épais prisme sédimentaire essentiellement clastique s’épaississant vers l’Ouest. L’épaisseur de la série sédimentaire (Trias/Actuel) varie de quelques de mètres sur la bordure est, à plus de 8000 m a l’Ouest. Localement une épaisseur de 15m pourrait être atteinte au niveau de rift Triasique. Ce stade se divise en deux étapes :
Dislocation du rift, ouverture et formation d’un domaine océanique. Cette phase marque le début de l’invasion proprement marine préfigurée antérieurement par le dépôt des évaporites d’âge probablement Trias-Jurassique inférieur. Les sédiments marins transgressifs du Jurassique supérieur-Crétacé inférieur débordent vers l’Est et constituent la limite orientale du rift initial. Ils s’étendent ainsi vraisemblablement sur la partie Onshore actuelle du bassin. On doit s’attendre à des dépôts à dominante sableuse vers l’Est tandis qu’ils passent latéralement à une dominante argileuse en direction opposée (shale out).
La Migration de la marge continentale vers l’Ouest, procède de phénomènes de progradation. Le mécanisme du dépôt – et de son épaississement se fait par accrétion sur la marge, réduisant d’autant le rôle de la subsidence, de telle sorte qu’il se produit un déplacement progressif vers l’Ouest de la flexure continentale. Les phénomènes de progradation sont particulièrement nets au passage Crétacé supérieur-Paléogène et surtout Paléogène –Néogène. La discordance du Miocène et les phénomènes de progradation dans cet ensemble sont les plus remarquables.
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Table des matières
INTRODUCTION
CHAPITRE I. LE CADRE GEOLOGIQUE DU BASSIN COTIER
I. 1. SITUATION GEOGRAPHIQUE
I.2. APERÇU HISTORIQUE DE L’EXPLORATION
I. 3. CONTEXTE GEOLOGIQUE DU BASSIN COTIER
I. 4. GENESE DU BASSIN
I. 5. LES ENSEMBLES STRUCTURAUX
CHAPITRE II ETUDE STRATIGRAPHIQUE DE SONDAGES
II. 1. DESCRIPTION DES SONGAGES
II.1.1. LE FORAGE MTO2 (Mauritanie offshore) (Fig9)
II.1.2. SONDADE V-1 (Fig 10)
II.1.2. LE FORAGE LOUP DE MER
II. 2. ANALYSE STRATIGRAPHIQUE DES FORAGES MTO-2 ET V-1
II .2. 1- ETUDE MICROPALEONTOLOGIQUE DE CERTAINS NIVEAUX DU TERTIAIRE DU FORAGE V-1
II .2. 2- FORAGE V-1
II. 3. ETUDE MICROPALEONTOLOGIQUE DE CERTAINS NIVEAUX DU CRETACE DES FORAGES V-1 ET MTO-2
II.3.1. FORAGE MTO-2
II.3. 2. FORAGE V-1
II. 4. SYNTHESE LITHOSTRATIGRAPHIQUES : LES SERIES PETROLIFERES
II.4. 1 – SEQUENCES STRATIGRAPHIQUES
II.4. 2. ROCHES MERES POTENTIELLES
II.4.3 – ROCHES RESERVOIRS POTENTIELLES
II.4. 4 – LES PIEGES POTENTIELS
II.4. 5 – VOIES DE MIGRATION POTENTIELLES
CHAPITRE III ANALYSE GEOCHIMIQUE ET EVALUATION DU POTENTIEL PETROLIER DES SECTEURS ETUDIES
III. 1. METHODEOLOGIE D’ETUDE
III.1.1 – Préparation du kérogène
III.1.2 – Détermination de la teneur en carbone organique total
III.1.3 – le Rock Eval et Paramètres Géochimiques
III.1.4 – Paramètres liés à la Pyrolyse, Echelle des valeurs
III. 2. RESULTATS DE L’ETUDE GEOCHIMIQUE
III. 2. 1 – Forage V-I (Fig10)
III .2. 2 – FORAGE MTO-2
III. 3. Principaux résultats de l’étude
CONCLUSION GÉNÉRALE
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
TABLE DE FIGURES
Liste des tableaux
ANNEXE
