Soutenance mémoire
GENERALITES SUR LE BLOC DE RUFISQUE
CADRE GEOGRAPHIQUE ET GEOLOGIQUE
Situation géographique
Les blocs pétroliers de Rufisque shallow et profond (zone d’étude) se situent dans le vaste bassin couvrant la Mauritanie, le Sénégal, la Gambie la Guinée Bissau et la Guinée Conakry. Ce bassin est communément appelé par les géologues pétroliers le « MSGBC ». Ces blocs se trouvent dans le compartiment de Dakar-Banjul à l’Ouest du Sénégal, dans l’Océan Atlantique. La zone d’étude est limitée à l’Ouest par l’Océan Atlantique, à l’Est par les blocs de Sébikhotane et du Saloum, au Sud par le bloc de Sangomar, de Djifère offshore et de la Gambie, au Nord par le bloc de Cayar offshore. La partie offshore se situe entre le littoral et la dorsale médio-atlantique à l’Ouest des îles du Cap-Vert. Le bloc de Rufisque shallow se situe entre les isobathes 0 m et 200 m avec une superficie de 3692 km2. Le bloc de Rufisque offshore profond se situe entre les isobathes 200 m et 4000 m et couvre une superficie de 10374 km2 . La limite de la zone d’étude correspond au cadran rouge.
Cadre géologique et géomorphologique
La zone d’étude se situe en offshore au sud de la presqu’île du Cap-vert et fait partie intégrante du bassin MSGBC. Ce bassin s’est formé à la suite de l’ouverture de l’Océan Atlantique qui a séparé l’Amérique du Nord de l’Afrique du Nord-Ouest entre la fin du Permien et le début du Trias. Le remplissage sédimentaire du fond marin a commencé vers 130 Ma au Hauterivien (Lawver et al., 1997) en progressant du Nord au Sud à partir du Néocomien (Binks & Fairhead 1992 ; Guiraud & Maurin, 1992). La zone d’étude prolonge en mer le bloc adjacent de Sébikotane situé dans le graben de Rufisque. Ce graben est limité à l’Est et à l’Ouest par des failles subméridiennes qui le séparent respectivement des horsts de Diass et de Dakar. Au plan structural les fractures océaniques séparant la lithosphère océanique et la plaque africaine de la dorsale médio-atlantique sont de direction Est-Ouest.
Les linéaments océaniques forment deux ensembles distincts séparés par la zone de fracture de la Guinée proche de la latitude 10° N (Jones, 1987). Les linéaments situés au Nord sont associés à l’ouverture de l’Atlantique central du début du Jurassique à la fin du Crétacé. Les linéaments situés au Sud sont liés à l’ouverture de l’Atlantique équatorial au Crétacé. Au-delà de la marge sénégalaise plusieurs zones de fractures entourent les îles du Cap Vert et sont liées à l’activité volcanique de ces îles. La marge du bassin du Sénégal comporte deux domaines géomorphologiques délimités par le rebord du plateau continental. La côte nord-ouest du plateau continental entre Dakar et SaintLouis est large de 35 à 100 km et découpé en chenaux peu profonds (Egloff, 1972), à l’exception du canyon de Cayar. Au Sud du Cap-Vert, le plateau continental est découpé par des canyons remplis de dépôts deltaïques récents. La limite occidentale de la plateforme carbonatée du Jurassique est sensiblement parallèle à l’isobathe 200 m.
Caractères structuraux de la zone d’étude et environs
La compréhension des structures tectoniques et stratigraphiques pouvant piéger des hydrocarbures facilite leur exploration. L’Ouest du Sénégal est caractérisé par la présence d’un réseau de failles subméridiennes avec des directions principalement N-S et NE-SW qui délimitent entre Dakar et Thiès des blocs remontés et affaissés qui sont interprétés comme des horsts (Dakar et Diass) et des grabens (Rufisque). Ces failles séparent les structures tectoniques d’Ouest en Est des horsts de Dakar et de Diass qui encadrent le graben de Rufisque. Les structures offshores sont associées à des failles importantes et apparaissent sur la cartographie sismique avec des failles E-O et NE-SW comme dans les gisements onshore de Kabor et Diamniadio où le pétrole et le gaz sont piégés dans des grès du Maastrichtien inférieur sur le côté déformé du plateau.
Le horst de Diass est un anticlinal asymétrique limité par des failles de directions NS et NNE-SSW. Il est délimité par la faille Pout-Fouloume à l’Est et par les failles de Sébikotane–William Ponty à l’Ouest. Au Nord le horst de Diass plonge progressivement sous la dépression du lac de Tanma où il est probablement limité par une faille NE-SW. La plupart des structures affectant les terrains du méso-cénozoïque se situent dans une zone chevauchante du littoral, avec notamment des failles normales listriques.
Les accumulations d’hydrocarbure du Crétacé supérieur de Diamniadio et du large de la presqu’île du Cap-Vert sont probablement piégées par des structures de renversement de ces failles. La presqu’île du Cap-Vert, avec son activité volcanique récente, se situe sur un domaine structural E-O divisant le bassin en segments N-S. La faille E-O près du puits CVM-1 correspondrait à une caractéristique tectonique majeure résultant du déplacement dextre de la marge continentale d’environ 40 km. Le volcanisme superposé empêche la corrélation des structures tectoniques de part et d’autre.
GENERALITES SUR LES SYSTEMES PETROLIERS
L’exploration pétrolière est axée sur la recherche des zones propices à l’accumulation et au piégeage des hydrocarbures présents dans un bassin sédimentaire. Mais force est de constater que de nombreux puits sont forés sans succès, malgré les techniques d’exploration de plus en plus performantes mises en œuvre. Ceci s’explique par la complexité des phénomènes aboutissant à la mise en place des bassins sédimentaires et à la genèse des hydrocarbures. Il est donc important de bien cerner le cadre géologique d’un bassin (stratigraphie, tectonique) pour mieux orienter les campagnes d’exploration pétrolière. L’évaluation d’une roche mère potentielle se fait à partir de la géochimie, de l’étude des roches réservoirs et de la couverture à partir de la sédimentologie et de la pétrographie. Un système pétrolier comprend une roche mère, une roche réservoir et une couverture imperméable. Il doit également exister des structures qui favorisent le piégeage des hydrocarbures.
Les roches-mères
Elles désignent les roches où se forment des hydrocarbures. Il s’agit de roches contenant une forte concentration de matière organique qui a partiellement ou totalement généré des hydrocarbures à partir du kérogène. L’évaluation du potentiel pétrolier d’une roche mère nécessite de connaitre sa composition, le fonctionnement du système pétrolier, le degré de maturité de la matière organique.
Les roches réservoirs
Ce sont des roches dans lesquelles s’accumulent les hydrocarbures, à l’image d’une éponge. La qualité d’un réservoir dépend de sa porosité et de sa perméabilité. De densités plus faibles que l’eau, les hydrocarbures de la roche-mère migrent vers la surface à travers les strates de roches sédimentaires. Celle-ci est capable de concentrer de grandes quantités d’hydrocarbures, aboutissant à des gisements de pétrole et/ou de gaz. Il existe deux grandes familles de roches réservoirs : les réservoirs clastiques (sable et grès) et les réservoirs carbonatés (calcaires et dolomies). Leur caractérisation est essentiellement pétrophysique, car leurs qualités dépendent de leur capacité à accumuler et laisser circuler les hydrocarbures.
La couverture imperméable
Elle corresponde à des roches d’une grande épaisseur avec une continuité latérale suffisante pour bloquer la remontée des hydrocarbures vers la surface. Elle forme une barrière naturelle qui empêche les hydrocarbures qui s’accumulent de se disperser et les maintienne dans le réservoir. La roche mère peut aussi servir de couverture si elle se situe au-dessus du réservoir.
HISTORIQUE DE L’EXPLOITATION PETROLIERE DU BLOC DE RUFISQUE
L’exploration pétrolière au Sénégal a commencé en 1952 avec la campagne de reconnaissance du Bureau de Recherches Pétrolières (BRP). Depuis lors 146 puits ont été forés dont 108 dans le bassin onshore et 38 dans le bassin offshore (19 dans l’offshore shallow, 18 dans l’offshore profond et un dans l’offshore ultra profond DSDP 367). Au début beaucoup de puits ont été forés sur des structures choisies à partir de données sismiques de qualité de moindre. Esso a acquis en 1957, 370 km de lignes sismiques 2D dans le bloc offshore de Sangomar (4194 km2 ) (ex permis de Dakar Marine). Sur le permis de Dakar Marine, Esso a acquis 598 km de lignes sismiques additionnelles en 1968 et réalisé les forages de Dakar Marine-2 (DKM-2) et Dakar Marine-1 (DKM-1). Le puits DKM-1 devait reconnaitre les sables du Maastrichtien, du Sénonien inférieur et du Cénomanien supérieur.
Le puits d’exploration DKM-2 devait tester le potentiel pétrolier du Crétacé inférieur et du Jurassique dans une vaste structure supposée associée en profondeur à la tectonique salifère. ESSO a également réalisé les forages de Rufisque-2 (Rf-2), Cap Vert Maritime-1 (CVM-1) et Nord Sénégal Offshore 1 (NSO-1). Le sondage Rf-2 devait tester le potentiel pétrolier des sables du Cénomanien inférieur à l’Albien contre le flanc de la structure haute de Rufisque et évaluer le potentiel des formations carbonatées du Néocomien ayant donné des indices à DKM-2. Le sondage CVM-1 implanté sur une structure à fermeture faillée devait reconnaître les possibilités pétrolières de cette structure. Le puits Rf-3 a été foré en 1972 pour étudier les formations carbonatées du Crétacé inférieur sur un piège structuro–stratigraphique du flanc ouest de l’anticlinal de Rufisque. Shell Senrex a par la suite acheté à Esso son permis de Sangomar sur 11 700 km2 dont 4 300 km2 entre la côte et les blocs de Dakar.
Elle s’est associée en 1973 à Deminex (30%) pour explorer les blocs onshore et offshore profond au Nord de la Gambie. En 1975 un ‘’farm-out’’ est signé entre ESSO, Shell Senrex et Pecten. ESSO a cédé 50% de ses droits aux autres sur le permis de Dakar Marine. Quelques mois plus tard le permis de Dakar Marine arrivé à expiration a été renouvelé et la surface réduite de 1790 km2 à 675 km2 . En 1976 Deminex s’associe à Esso-Shell et Senrex-Pecten pour explorer le permis de Dakar Marine en acquérant 15% des intérêts, Shell Senrex étant l’opérateur. Les travaux d’exploration se sont déroulés dans des conditions économiques différentes d’aujourd’hui, avec des techniques d’exploration moins performantes pour définir les objectifs existants et les problèmes posés par la recherche.
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Table des matières
INTRODUCTION
CHAPITRE 1 : GENERALITES SUR LE BLOC DE RUFISQUE
1. CADRE GEOGRAPHIQUE ET GEOLOGIQUE
1.1. Situation géographique
1.3. Caractères structuraux de la zone d’étude et environs
2. GENERALITES SUR LES SYSTEMES PETROLIERS
2.1. Les roches-mères
2.2. Les roches réservoirs
2.3. La couverture imperméable
2.5. La charge sédimentaire
2. HISTORIQUE DE L’EXPLOITATION PETROLIERE DU BLOC DE RUFISQUE
CHAPITRE 2 : MATERIELS ET METHODES D’ETUDES
1. MATERIEL D’ETUDE
2. METHODES D’ETUDES
2.1. Etude lithostratigraphique
2.2. Etude micropaléontologique
2.3. Géochimie de la matière organique
2.4. La prospection sismique
CHAPITRE 3 : STRATIGRAPHIE DU BLOC DE RUFISQUE
1. STRATIGRAPHIE ET MICROPALEONTOLOGIE
1.1. Puits Dakar Marine 2 (DKM-2)
1.2. Puits Rufisque 2 (Rf-2)
1.3. Puits de Rufisque 3 (Rf-3)
1.4. Puits Cap-Vert Marine 1 (CVM-1)
2. SYNTHESE STRATIGRAPHIQUE
2.1. Le Jurassique moyen et supérieur
2.2. Le Néocomien sensu lato (Berriasien à Barrémien)
2.3. L’Aptien et l’Albien
2.4. Le Cénomanien et le Turonien
2.5. Le Sénonien inférieur
2.6. Le Campanien-Maastrichtien
3. CORRELATION STRATIGRAPHIQUE DES PUITS
CHAPITRE 4 : GEOCHIMIE DES SONDAGES
1. ROCHES MERES POTENTIELLES DU BLOC DE RUFISQUE
2. RICHESSE EN MATIERE ORGANIQUE
2.1. La teneur en matière organique dans les sondages
2.2. Distribution spatiale de la matière organique au cours des temps géologiques
2.3. Le potentiel génératif
2.4. Résultats des biomarqueurs
2.5. Évaluation de la maturité
3. APPLICATION DE LA GEOCHIMIE A L’EXPLORATION PETROLIERE
4. CONCLUSIONS PARTIELLES
CHAPITRE 5 : ENVIRONNEMENTS DE DEPOT
1. INTRODUCTION
2. PALEOENVIRONNEMENTS DU BLOC DE RUFISQUE
3. EVOLUTION PALEOGEOGRAPHIQUE
CHAPITRE 6 : ANALYSE ET INTERPRETATION DE PROFILS SISMIQUES DU BLOC DE RUFISQUE OFFSHORE SHALLOW ET PROFOND
1. INTRODUCTION
2. IDENTIFICATION DES ENVIRONNEMENTS DE DEPOTS
3. IMPLICATION PETROLIERE
4. SYNTHESE DE L’ETUDE SISMIQUE
5. MODELE GEOLOGIQUE DU BLOC DE RUFISQUE
CONCLUSION GENERALE ET RECOMMANDATIONS
BIBLIOGRAPHIE
LISTE DES FIGURES
LISTE DES TABLEAUX
ANNEXES
