Cadre géographique et géologique
Le bassin sédimentaire du Sénégal occupe la partie centrale plus vaste des bassins côtiers de la marge ouest africaine appelé MSGBC (Mauritanie – Sénégal – Gambie – Bissau – Conakry), qui s’étend du bouclier de Reguibat dans sa limite nord à la zone de fracture de la Guinée au sud et est ouvert sur l’Atlantique avec une façade côtière longue d’environ 1400 km. Il comporte une partie offshore et une partie onshore et couvre une superficie d’environ 340000 km2 (Atlantic Ressources LTD, BEICIP & Petroconsultants S.A., 1987).
Le bassin de MSGBC est constitué d’unités triasiques à néogènes à faible pendage ouest reposant en discordance sur un substratum qui constitue en même temps les limites du bassin. Ce substratum est constitué par des formations d’âge Siluro-Dévonien du bassin de Bové au sud, la chaîne panafricaine et hercynienne des Mauritanides à l’est, et par le socle précambrien granitisé et métamorphisé de la dorsale de Réguibat au nord (Dillon & Sougy, 1974 ; Lecorche et al, 1985 ; Villeneuve & Da Rocha, 1984).
Au Sénégal, le bassin est le plus souvent recouvert par une formation sablo-argileuse altérée du Miocène, connue sous le terme de « Continental Terminal » (Tessier et al, 1975), ou par des calcaires lacustres et des sables éoliens du Quaternaire.
La tectonique des plaques a permis de définir l’histoire structurale et sédimentaire qui a affecté la marge continentale passive ouest-africaine.
L’histoire géodynamique du bassin de MSGBC se résume donc en trois phases majeures de développement liées à l’ouverture de l’océan atlantique (Rochet & Villeneuve, 1987) : anté-rift ou pré-rift, syn-rift et post-rift ou drift.
Log lithostratigraphique du bassin sédimentaire du Sénégal (PETROSEN)
Au niveau du bassin sénégalais, il existe une série de sous-bassins alignés nord-sud. Ces sous-bassins ont des caractéristiques différentes malgré le fait qu`ils aient le même âge de formation.
Les sous-bassins nord (Mauritanie et Sénégal) ont une distribution contrôlée par des failles liées au rift, où les dislocations structurelles sont orientées E-W, selon le système de failles majeur de la zone.
Le sous bassin sud (Guinée-Bissau et principalement la République de Guinée) est caractérisé par les effets de la faille transformante WNW-ESE de Guinée.
En offshore au Sénégal, il est dénombré trois sous-bassins :
- Le sous-bassin offshore nord entre la péninsule de Dakar et la Mauritanie ;
- Le sous-bassin Rufisque;
- Le sous-bassin de Casamance.
La faille de transformante de Guinée, la vaste plateforme carbonatée du Jurassique, les occurrences de sel et les corps volcaniques du Miocène sont reconnaissables sur la carte des anomalies gravimétriques de Bouguer.
Bouguer map (TGS, 2019)
Système pétrolier
Paléozoïque
Le bassin paléozoïque a été atteint par deux puits : DM-1 (Diana Malari-1) et Ko-1 (Kolda-1). De ce fait, toutes les informations concernant le système pétrolier paléozoïque découleront des données de ces puits. En outre, ce bassin n’a été rencontré qu’en onshore.
Extension du basin paléozoïque au Sénégal et en Guinée Bissau
La surface prospective des cibles paléozoïques s’étend du nord au sud, à l’est du méridien de 16 °, le long d’une ceinture de 100 km de large, avec la plupart des objectifs à des profondeurs forables.
Couverture sismique et puits forés en onshore (PETROSEN)
Roches mères
Les argiles noires du Silurien et les argiles grises du Dévonien constituent les roches mères de ce bassin.
Roches réservoirs
On distingue trois types de réservoirs :
- Les grès d’âge Cambrien : ayant une épaisseur de 1000m ; ces grès ont une porosité et une perméabilité faibles. Ils sont intercalés d’argiles
- Les grès d’âge Ordovicien Supérieur : ils ont une épaisseur de 1000m.
- Les grès d’âge Dévonien : ayant une épaisseur qui varie de 120m à 250m, ces grès constituent d’importants réservoirs pour les hydrocarbures générés dans les argiles du Silurien
Types de pièges
Les données sismiques issues des campagnes, réalisées en onshore, ont mis en évidence des pièges structuraux (plis et failles) et des pièges stratigraphiques. Les anomalies cartographiées ont des fermetures allant de 40 à 350 km² et des reliefs fermés allant jusqu’à 500 m.
Carte structurale en temps du toit du Paléozoïque – Nord du Sénégal
Carte structurale en temps du toit du Paléozoïque – Sud du Sénégal
Méso-cénozoïque
En comparaison au bassin paléozoïque, ce bassin a été très exploré et fait l’objet de campagnes d`exploration continues. Néanmoins, à l’instar du bassin paléozoïque, toutes les données concernant le système pétrolier du Méso-cénozoïque proviennent des puits qui y ont été forés.
Roches mères
Les argiles de l’Aptien Supérieur, de l’Albien, du Cénomanien et du Turonien constituent les roches mères du Méso-cénozoïque.
Roches réservoirs
On distingue entre autres :
- Les carbonates et les grès d’âge Jurassico-Néocomien : les carbonates ont une épaisseur de 2000m tandis que les grès ont une épaisseur de 2m ;
- Les carbonates et les grès d’âge Aptien, Albien et Cénomanien ;
- Les grès et les carbonates du Sénonien Inférieur ;
- Les grès du Maastrichtien ;
- Les calcaires et les grès du Paléocène et de l’Eocène ;
- Les calcaires de l’Oligocène : le pétrole lourd découvert au niveau du Dôme Flore est emmagasiné dans ces calcaires.
Types de pièges
Les pièges rencontrés dans ce bassin sont stratigraphiques et structuraux :
- Pièges stratigraphiques : récifs, biseaux le long du bord du plateau (shelf) et les chenaux et dépôts de turbidites du Crétacé Moyen et Supérieur
- Pièges structuraux : anticlinaux, failles, intrusions volcaniques et collines enterrées (Buried Hills)
Coupe schématique de l`offshore (TGS, 2020)
Potentiel pétrolier et gazier
De 1950 à 2013 le bassin sédimentaire sénégalais a fait l’objet de plusieurs campagnes d’exploration et une centaine de puits a été forée durant cette période. Des découvertes ont été faites mais elles sont soit d’infimes quantités soit de mauvaise qualité (huile lourde).
Entre 2014 à 2017 d’importantes découvertes sont survenues au large des côtes sénégalaises : du gaz a été découvert dans les blocs Saint-Louis et Cayar Offshore Profond tandis que du gaz et de l’huile légère ont été découverts dans le bloc Sangomar Offshore Profond.
Toutes ces découvertes prouvent que le bassin sédimentaire sénégalais est mature.
