Geologie du Bassin Sédimentaire Gabonais

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1 Geologie du Bassin Sédimentaire Gabonais Avec une production journalière de Barils/jour, le Gabon est le troisième producteur en Afrique subsaharienne derrière le Nigeria et l Angola, le Gabon présente un potentiel avéré en termes de ressources en hydrocarbures. Depuis les premières phases d exploration avec les puits Rotary (1923) et Ozouri(1958), jusqu à la plus grande découverte de Rabbi Kounga ( Shell & Total en 1986) l histoire de l exploration pétrolière au Gabon est rythmée par des phases de découvertes majeures et mineures, suivies d autres phases sans découverte conséquente. L activité exploratoire sur le domaine pétrolier Gabonais s est pour l essentiel concentrée sur le domaine onshore (à terre) et offshore (mer) conventionnel, aux détriments du domaine en eaux profondes et très profondes qui représente 81% du bassin pétrolier Gabonais qui s étend sur Km². Cependant, au regard des potentialités avérées et prouvées en termes de découvertes de nouveaux gisements d hydrocarbures, notamment dans certains pays du Golf de Guinée tel que l Angola, la Guinée Equatoriale, le Congo etc,et surtout avec la dernière grande découverte réalisée par la Société Pétrobras sur le champ Tupi (Brésil) en eaux très profonde (30 Milliards de réserves en place), le domaine en eaux profondes à très profonde représente aujourd hui un intérêt capital pour la poursuite de l activité pétrolière au Gabon. En effet, l évolution des nouvelles techniques d investigation aussi bien pour l acquisition que pour le traitement (amélioration de l imagerie sismique très haute résolution), conjuguée au nouvel éclairage sur les thématiques présalifères (souvent marginalisées comme thématique en ultra deep), permettent aujourd hui une exploration certes couteuse mais très prometteuse en termes de nouvelles potentialités de découvertes majeures. 1

2 1. Domaine Pétrolier : km² Onshore area : ,09 Km², soit 19,02% Offshore : ,91 Km², soit 80,98%; Attribué : ,62 Km², soit 51%; * Exploration : ,19 km² (CEPP + AET) * Production : 5 592,59 km² Libre : ,38 Km², soit 49%. Contexte Géos tructural Le Bassin sédimentaire Gabonais se subdivise en trois sous-bassins : *le sous-bassin Nord Gabon, *le sous-bassin Sud Gabon, *et le Bassin intérieur, chacun ayant une histoire géologique différente. Il se situe sur une suture zone entre le bassin du Congo et les cratons de Sao Pole. Cette suture s étend le long de la côte Sud-Ouest du craton du Congo tout comme la zone de la chaine du Mayumbe, qui est datée de 1300 à 1100 Ma (fig). Un bassin précambrien supérieur (le synclinal de la Nyanga) occupait la zone, et était légèrement déformé durant a phase tectonique Panafricain vers 650 Ma. La faiblesse probable de cette zone de suture a favorisé la formation du rift qui s est plus tard développé dans l Océan Atlantique Sud. Avant la formation des premiers éléments de la phase rift, les bassins sédimentaires intracontinentaux du Brésil et du Gabon, bien connus (Carbonifère tardif à Trias/Jurassique) étaient déjà formés. Ces bassins contiennent essentiellement des sédiments continentaux, lacustres, et fluviatiles. Le bassin sédimentaire Gabonais est l un des bassins de la cote Ouest Africaine qui s étend du Cameroun en Angola, jusqu en Namibie, et contient des sédiments avec des histoires géologiques différentes. Ces bassins appartenaient initialement au système 2

3 de rift, et se sont développés davantage durant la période de drift. Crétacé Supérieur à Tertiaire, sur le sel, va entrainer un développement de structures complexes associées aux diapirs de sel. Un troisième bassin, au Nord Est du sous bassin Nord, est le bassin intérieur, qui s est formé au début du Néocomien jusqu à l Albien durant la phase rift, mais qui n a plus évolué après cette phase. Deux de ces segments, ou sous bassins, font partie du bassin sédimentaire Gabonais (fig). Le sous bassin Nord se situe au Nord à la latitude 1 30 S, et s étend jusqu à la frontière avec la Guinée Equatorial. Le sous bassin Sud s étend au Sud à la latitude 4 S. Ces deux sous bassins sont séparés par la fracture zone N Komi, un système de failles transformantes d orientation N60 E. La période rift dans le sous bassin Nord est plus récente que celle dans le sous bassin Sud. La couverture des blocs faillés dans le Nord est d âge Aptien Moyen, alors que dans le Sud elle est d âge Barrémien Tardif. Localisation des sous-bassins 1) BASSIN INTERIEUR 2) SOUS BASSIN DENTALE NORD 3) SOUS BASSIN SUD 4 ) SOUS BASSIN SENONIEN 5) BASSIN DE RIO MUNI 6 ) CEINTURE ALBO-CENOMANIENNE 7 ) SOUS BASSIN NORD ATLANTIQUE 8 ) SOUS BASSIN DENTALE PROFOND A l Ouest de la zone de faille N Komi, dans le sous bassin Nord offshore, la formation d un dépocentre avec une couche épaisse de sédiments d âge 3

4 STRATIGRAPHIE DU SOUS BASSIN NORD Phase Rift La phase rift dans le sous bassin Nord Gabonais (fig) n est pas aussi bien connue que dans le sous bassin Sud et le bassin Intérieur. Quelques puits ont été forés, mais aucune information n a été obtenue sur les formations en dessous du Barrémien. La plus ancienne formation connue est la Formation de N Toum d âge Barrémien tardif à début Aptien. La Formation de N Toum est constituée de grès à grains grossiers à moyens avec de fragments de roches. Ces grains sont mal classés et cimentés par de l argile micacée. La Formation de N Toum s était déposée dans un environnement lacustre comme turbidites de delta. L épaisseur maximum mesurée est de 1500m, mais l épaisseur totale est certainement plus élevée, comme le montrent les données sismiques. La séquence stratigraphique est continue à travers tout le sous bassin Nord de l Aptien inférieur, en contraste avec un hiatus dans le sous bassin Sud. La Formation Coniquet de l Aptien Inférieur recouvre le N Toum, et est constituée de clastiques bien différenciés, le grès à grains fin à moyens, souvent feldspathique, micacé, et argileux, et dans la plupart de cas, cimenté par des carbonates ou de la silice. On trouve du grès à grains grossiers à très grossiers mal classés localement près de la limite du bassin. On trouve de l argile silteuse riche en matière organique laminée, localement dans la partie Sud du sous bassin Nord. Ces dépôts représentent des environnements continentaux à lacustres. Ils vont des sédiments fluviatiles aux sédiments littoraux, du front de delta et de deltat profond aux turbidites de bassin. Phase de Transition La Formation du Como de l Aptien moyen représente le début de la phase de transition avec des sédiments recouvrant les blocs basculés érodés de la séquence 4

5 rift en dessous. Elle est constituée de grès à grains grossiers à rès grossiers, de silt, et de l argile laminée riche en matière organique, carbonatée avec présence de pyrite. On trouve quelques constructions d algues. En relation avec le cadre structural, les sédiments du Como auraient été déposés partout, du sommet à la base des blocs faillés basculés, et de ce fait montrent une variété de types de faciès et d épaisseur. La Formation du Como d âge Aptien moyen se corrèle avec la Formation du Gamba dans le sous bassin Sud du Gabon. TECTONIQUES ET STRUCTURE Cadre Tectonique Les investigations de gravité extensive et la reconnaissance magnétique, les études sismiques marines et terrestres, et les études stratigraphiques et structurales tant en offshore qu en onshore, toutes indiquent que le bassin Gabonais est constitué de deux segments de développement géologique différent, les sous bassins Nord et Sud. (fig). Les deux bassins sont considérés comme s étant formés sur la croute continentale à la limite Ouest de l ancien craton du Congo sur une faible zone de suture résultant des évènements tectoniques Panafricain et du Mayombe datés respectivement à et 650Ma (Reyre, 1984). Ces deux bassins sont séparés par la fracture zone N Komi de direction Nord Est-Sud Ouest, du Sud du horst de Lambaréné jusque loin dans l offshore dans la croute océanique. L existence de cette fracture zone est montrée par des preuves directes et indirectes. Des études de réfraction en offshore avaient montré un déplacement dextre d environ 100km de la croute océanique le long de la fracture zone N Komi (fig). L étude de réfraction au Nord de cette fracture zone indique 12km de sédiments au dessus de la croute océanique. C est l épaisseur maximum du sel et des sédiments post-sel connus au Gabon. La croute continentale apparait à 9km de profondeur au Sud de la fracture zone. La preuve indirecte d une faille majeure est fournie par les données de sismique réflexion, qui montrent un rapide plongement vers le Nord, des dépôts post sel issus de la plateforme Sud de la fracture zone dans la portion offshore du sous bassin Nord (fig). La preuve indirecte la plus saisissante de la fracture zone N Komi est le décalage vers l Est de la limite externe de la plateforme post sel du sous bassin Sud dans le sous bassin Nord, à travers la fracture zone (fig). Il ne s agit pas d un déplacement latéral, mais un effet de la structuration profonde sur le processus de sédimentation. La preuve indirecte en onshore est constituée par de fortes anomalies magnétiques et gravimétriques le long de la fracture zone, qui est aussi marquée par un changement brusque changement structural à travers elle du Nord jusqu au Sud. La fracture zone N Komi est probablement la limite Sud des pièges sédimentaires formés durant le refroidissement de la croute océanique et la subsidence résultante (Fig). Elle a contrôlé la position du système fluvial qui avait transporté les sédiments dans le sous bassin Nord. En plus, il s agit d une faible zone s étendant sur l onshore, et probablement dans le socle affleurant, formant ainsi la limite Sud du bassin Intérieur (fig). La fracture zone N Komi s était probablement formée au tout début du processus rift, et est restée active pendant toute la phase rifting. La fracture zone N Komi, tout comme la fracture zone Fang 5

6 qui limite le bassin Gabonais au Nord (fig), a créé des segments de bassins avec une histoire géologique différente. L ouverture du rift se faisant progressivement du Sud vers le Nord, les bassins deviennent généralement plus jeunes vers le Nord. Le plus jeune est le bassin de Guinée Equatoriale-Cameroun, au Nord de la fracture zone Fang, où le système de blocs en horst et graben est d âge Albien, et la couverture est d âge Cénomanien. Les deux sous bassins du Gabon montrent de différences dans leur histoire tectonique. Ce n est pas possible d évaluer l âge du début du rift dans le sous bassin Nord, mais les phases tectoniques qui ont suivi sont plus jeunes dans le sous bassin Nord que dans le sous bassin Sud. Par exemple, les dernières phases de graben et de blocs faillés sont datées du Néocomien tardif au début du Barrémien dans le Sud, et du Barrémien tardif au début de l Aptien dans le Nord. La phase de couverture, qui est du Barrémien moyen dans le Sud, est plus certainement de l Aptien moyen dans le Nord (fig). en plus il y a certaines indications d une phase tectonique tardive durant le Crétacé tardif dans le sous bassin Nord, probablement liée à l activité tectonique bien connue d âge Santonien dans le Cameroun et le Nigéria. Cette phase tectonique avait réactivé les anciennes fractures initiées durant la phase rift. Les structures du bassin Gabonais sont divisées en trois styles : (1) structures rift, (2) structures halocinétiques, et (3) fractures Crétacé tardif dans le sous bassin Nord. Structures Tectoniques Rift : Sous bassin Sud Gabonais La structuration dominante du socle dans le sous bassin Sud est une succession de hauts subparallèles à la côte le long de l axe Gamba-Bigorneau-Lucina-Kaba (fig). Cet axe s étend le du haut de Kaba à la bordure du Congo (fig) au Nord Ouest, où il se poursuit à l onshore dans la partie Nord du sous bassin. La partie Nord de l axe Gamba-Kaba est séparée du socle affleurant vers l Est par le graben de Vera qui est profond de 5km (fig). On rencontre trois principales figures structurales le long de cet alignement : le haut de Kaba, la Terrace de M Bya, l uplift de Lucina, et le Haut de Bigorneau (fig). La Terrace de M Bya (fig) est l extension vers le Nord Est du haut de Kaba à la frontière Congolaise. Sur le Haut de Kaba le socle est directement recouvert par le sable de Gamba. L uplift de Lucina est un méga horst qui plonge légèrement vers l Est (fig). L uplift de Lucina est séparé du Haut de Bigorneau au Nord Ouest par l éperon de Mayumba, un haut de socle le long d une importante faille Est-Ouest (fig). L érosion pré-gamba coupe le socle très profondément le long de l éperon de Mayumba, et la Formation du Gamba se repose en discordance sur toutes les formations sous-jacentes. Le socle se situe à 1km de profondeur de part et d autre long de l éperon de Mayumba. De possibles failles transversales, orientées N60-70 E, interrompt et décale cette succession de hauts. Le flanc Ouest de l axe Gamba-Kaba est abruptement faillé vers le bassin Dentale Atlantique (fig) à des profondeurs de 8km ou plus. Ce trend est limité au Nord du champ de pétrole de Gamba par une fracture zone secondaire le long de laquelle le profond bassin de Dianongo s est développé le long d un axe de direction N40 E (fig). Système Faillé de Horst et de Graben 6

7 On a un exemple de système faillé de horst et de graben dans la zone située entre les failles limitant la frontière Ouest de l axe Gamba-Kaba et les affleurements du socle à l Est (fif). Cette zone est appelée protoplateforme, car c est la pierre angulaire pour l établissement de la plateforme continentale post sel. Dans cette la Formation du Gamba présente un pendage souple monoclinal vers l Ouest avec une profondeur moyenne de 1000m. Sous la Formation du Gamba il y a le système faillé en horst et graben qui affecte les formations les plus basses de la séquence rift, que sont les formations du Grès de Base, du Kissenda, du Lucina, et du Mélania (fig). Le système de failles et de blocs aussi bien délinéés est généralement de direction N40 W. Toutefois, au Sud vers la frontière avec le Congo et plus loin au large, les failles sont plus de direction Nord-Sud (fig). De fracture zones mineures possibles de direction N70 E et N70 W interrompent ce système de blocs faillés, et avaient probablement joué un rôle significatif dans la sédimentation et les couvertures de pièges de pétrole. Il est très probable que le graben et le système de blocs faillés ait commencé plus tôt le long de la limite Est du bassin (début Néocomien) que dans l offshore où ce système est daté du Barrémien. Tout le graben et le système de blocs faillés avait été couvert par les argiles du Mélania, et encore une deuxième fois par la Formation du Gamba (fig) qui a suivi le dépôt du Dentale plus loin au large. Bassin Dentale La plateforme avait été abandonnée durant le Barrémien moyen, après lequel l axe de la sédimentation avait basculé vers l Ouest, formant le Bassin Dentale Atlantique d une profondeur de 7 à 8km, sous le talus continental (fig). Le bassin Atlantique Dentale plonge dans le bassin de Dianongo au Sud de direction Nord Est le long de fracture zone N Komi (fig). Dans ce bassin les sédiments Dentale sont épais d au moins 2 à 3km, et s étaient déposés durant une période relativement courte (2ma). Deux phénomènes, une extension rapide et une sédimentation rapide à prédominance argileuse, sont à l origine du style tectonique du Dentale, caractérisé par de failles listriques de croissance, avec une expansion de la base dans les failles (fig). Des diapirs d argiles sont probables à certains endroits du bassin (fig). Ces structures dans les formations pré-dentale jouent certainement un rôle mineur dans la formation des corps structuraux dans le Dentale. Structuration de la Formation du Gamba La Formation du Gamba repose en discordance sur la séquence rift tronquée, et un léger pendage général monoclinal vers l Ouest (1,5 ) au dessus de la plateforme, et plus plongée vers l Ouest (3 ) au dessus du Bassin Dentale (fig). Plusieurs hypothèses sont proposées pour expliquer la structuration de la Formation du Gamba. Il constitue un problème important pour l exploration de pétrole car la Formation du Gamba est le principal réservoir au Gabon. Les seules structures connues dans la Formation du Gamba sont des anticlinaux sur le socle surélevé, et/ou sur des hauts structuraux pré-gamba. Cependant certaines structures souples dans le Gamba pourraient avoir été causées par une légère réactivation de l extension de la phase rift. 7

8 Tectonique Rift : Sous Bassin Nord Gabon et Bassin Intérieur Il y a peu d information sur les structures pré-sel dans le sous bassin Nord Gabon, car une très épaisse couche de sel ne permet pas une bonne cartographie sismique en dessous du sel. Les meilleures données sont obtenues dans la partie offshore du bassin entre Port-Gentil et Libreville (fig). De surcroit, quelques puits seulement ont atteint des formations présel dans le sous bassin Nord. Toutefois, la déformation du Crétacé Supérieur, absente dans le sous bassin Sud, a du perturber les structures rift profondes. Le Bassin Intérieur qui a le même âge que le sous bassin Sud, a une histoire géologique remarquablement calme comparativement aux autres. C est un bassin asymétrique avec un flanc Nord Est qui plonge légèrement vers le Sud Ouest, mais réapparait brusquement à travers le système de blocs faillés sur le horst de Lambaréné (fig 33 et 34). Un apparent axe de faille synthétique s étend le long de la partie Est du Bassin Intérieur sur 170km, et doit être synsédimentaire. Elle a localement un rejet maximum de 1000m. De failles normales de direction N60 E déplacent l axe de la faille. Dans la partie la plus profonde du Bassin Intérieur, dans la partie inférieure des blocs limités par la faille axiale, de traces de séisme indiquent une mobilité des argiles dans la Formation du Welle au Néocomien (fig 35). Tectonique Drift : Bassin du Gabon La plupart de structures dans la section post salifère de la phase de dérive sont le résultat de la déformation salifère. Cependant dans certains cas, le mouvement du sel a du être initié par les mouvements des structures profondes. Au moins trois cas de déformations post salifère sont connus dans l offshore Nord Gabon. Les structures générées par le mouvement du sel sont d une grande importance économique. Jusqu aux nouvelles découvertes de Rabi-Kounga 72% des réserves pétrolières du Gabon étaient piégées dans de structures salifères qui affectent les réservoirs du Crétacé Supérieur et du Tertiaire. Structures Salifères Le style de déformation du sel et des sédiments sus-jacents dépend de plusieurs facteurs locaux : (1) Structure de la surface pré sel ; (2) Taux et temps de chargement et densité des sédiments post sel ; (3) Epaisseur de la couche de sel initiale et nature de différents sels ; (4) Profondeur de la couche de sel initiale, par conséquent la température ; (5) Mouvements des structures profondes de base. Cinq type de structures salifères peuvent être distingués dans le bassin Gabonais, déterminées par leur position dans le bassin en tenant compte de différents facteurs mentionnés ci-dessus (fig 36) : coussins salifères, tortues (liés aux diapirs), diapirs dissouts, larges diapirs, et diapirs prismatiques faillés. La distribution de ces principaux types de structures salifères constitue la base pour diviser le bassin Gabonais en zones basées sur l augmentation de la complexité de structures salifères : la zone de Mayumba, de coussins salifères, de tortues et de diapirs dissouts ; la zone de diapirs prismatiques faillés ; et la zone de diapirs larges. 8

9 La zone de Mayumba : Coussins Salifères, Tortues et Diapirs Dissouts Les structures salifères dans l onshore Nord sont de coussins de faible relief, de tortues, et de diapirs dissouts (fig 37). La partie Est de cette zone, le long de la partie interne de la plateforme, est couverte par une unité intacte de couche salifère initiale seulement légèrement déformée. Plus loin dans l offshore, le dépôt des sédiments du Madiéla sur le sel avait créé de structures de large amplitude. Dans certains cas la croissance structurale avait été interrompue par la fin de l Albien, mais quelques diapirs perçants ont continué à se développer au Sénonien. Cette zone est située sur la protoplateforme stable ou l épaisseur de la section post sel est de 0,2 à 0,3km. L épaisseur de la couche de sel initiale est estimée à 800m. La déformation salifère est simple dans la zone de coussin et de tortue qui couvre la majorité de la plateforme post sel (fig36, 37). Les données de Gravité en offshore, les données sismiques et les données de puits montrent que les structures salifères sont des couches ou des murs, plus communément des types perçants. Ces structures sinueuses ont une orientation Nord Ouest, grossièrement parallèles à la plateforme pré sel. Les diapirs en dômes individuels ou en rides allongées percent jusqu à la surface. Dans certains cas la partie supérieure des diapirs onshore a été dissoute sur le tiers de leur hauteur, quand ils avaient atteint la surface (fig 37). Le sel dissout est déplacé par par de dépôts continentaux sableux et argileux de faible vitesse. Les structures en tortue se retrouvent dans les carbonates albiens de la Formation du Madiéla entre les diapirs et les rides de sel. Les carbonates du Madiéla forment des anticlinaux relativement larges (structures en tortue, fig 37), qui avaient été créées par l effondrement des sédiments du à l évacuation du sel dans les diapirs croissants. Entre deux zones d effondrement de sédiments il y a un anticlinal, ou un dos de tortue. Seule une mince couche de sel reste entre la base du Madiéla et le toit de la Formation du Gamba. Ces types structuraux sont répandus dans la plateforme, où la base du sel est plate et longe légèrement vers l Ouest. La présence des carbonates du Madiéla sur la couche salifère semble être nécessaire pour la formation des tortues. L épaisseur du sel et cdes formations post sel est d environ 1000 à 1500m. Diapirs Prismatiques Faillés Une section à travers ce type de structure salifère montre une configuration prismatique. Le sel perce et glisse vers le haut le long de plan de failles avec un rejet vers l Est jusqu à 1500 à 2000m. Les sédiments dans le bloc inférieur s épaississent vers la faille, montrant ainsi l activité de ces failles pendant le dépôt des formations post salifères (fig 38 et 39). Ce type de diapirisme est commun le long du talus continental au Crétacé Supérieur juste après la plateforme post sel (fig 36). Par exemple, à l onshore à l Est de Port Gentil, de tels diapirs prismatiques faillés sont organisés le long d une longue et sinueuse faille de direction parallèle au talus continental Sénonien. Le poids des sédiments déposés au pied du talus a du déclencher le mouvement du sel, qui a été accentué par le pendage léger vers l Ouest de la base de la formation salifère. D autres exemples offshores dans le bassin Sud Gabon montrent la même situation géologique : géants diapirs prismatiques 9

10 faillés formés le long de larges failles plongeant vers l Est. Les failles atteignent de profondeur de 4000m ou plus, et sont toujours actives à plusieurs endroits, car elles déplacent les couches jusqu au fond de la mer et produisent des scarps. Le sel percerait jusqu au Miocène. L alignement des diapirs est subparallèle au glacis continental actuel. Diapirs Larges Les plus larges diapirs se sont développés au cœur du sous bassin Nord le long d une zone de direction Nord Sud s étendant vers la mer, en passant par Port-Gentil, de la ceinture de diapirs prismatiques faillés (fig 36). Toutes les conditions d un diapirisme à grande échelle sont réunies dans cette zone : (1) épaisse couche de sel initiale ; (2) enfouissement profond du sel (4 à 5km), et (3) taux de sédimentation rapide des couches Miocène-Pliocène. Dans la portion offshore du sous bassin Nord au large de Port-Gentil les données sismiques indiquent un diapir compliqué qui s étend parallèlement à l ancienne fracture zone, avec un possible becs de canards et de sel détaché. Age du Diapirisme Salifère L étude de l épaisseur des sédiments montre que le diapirisme avait débuté durant l Albien. Toutefois, le développement maximum du diapirisme s est produit au Crétacé Supérieur. Les diapirs sont plus jeunes dans la direction de pragradation des sédiments que ceux observés dans plusieurs autres provinces salifères. L histoire du mouvement dus sel avait joué un rôle important dans (1) la sédimentation - la distribution des turbidites du Crétacé Supérieur est souvent déterminée par le premier mouvement salifère, (2) la maturation de la roche mère la surchauffe des sédiments par l intrusion dus sel, du à sa haute conductivité thermale, avait affecté avait entrainé la génération des hydrocarbures, et (3) le développement structural l âge des structures est très important dans le piégeage des hydrocarbures. Les accumulations de sel laissent imaginer plusieurs formes structurales entre de faibles murs de sel et des diapirs : coussins avec léger relief structural ; coussins avec amincissement significatif des sédiments au dessus ; diapirs profonds d âge Albien-Turonien ; et diapirs perçants vers la surface d âge Sénonien à Tertiaire. La tendance générale est une atténuation de l halocinèse vers l Ouest, mais une différenciation régionale stricte ne peut être établie, tant ces différents styles de structures salifères coexistent. L épaisseur du sel diminue graduellement vers l Ouest, probablement vers la limite du bassin salifère où de larges coussins de sel remplacent les structures diapiriques (fig 41). A la limite du présent talus continental les seules structures observées sont des coussins de sel parallèles au talus continental affectant seulement la partie inférieure de la section Crétacé Supérieur. Les Fractures Post Sel dans l Offshore Nord Gabon Dans l offshore Nord, entre Port-Gentil et Libreville, il y a trois failles de socle majeures de directions N30 W parallèles au graben et du système de blocs faillés du sous bassin Sud (fig 33). Ces failles sont probablement des restes de structures rift, car elles sont aussi parallèles au horst de Lambaréné dans le bassin Intérieur. Les failles de l offshore Nord sont différentes des autres failles 10

11 dans le bassin Gabonais dans ce sens qu elles ont été actives durant la sédimentation salifère et post salifère jusque tard dans le Crétacé Supérieur. On peut l observer dans une section sismique à l Ouest de Libreville (fig 42), avec amincissement de la Formation post sel du Madiéla à la base du sel. Le sel Ezanga n avait probablement pas été réactivé. On peut observer des évidences de failles de croissance actives durant la dernière phase tectonique du Crétacé au centre de l Afrique de l ouest (Santonien). Il y a deux larges anticlinaux aussi de direction N30 W dans l offshore, à l Est de Port-Gentil au cœur du bassin de Port- Gentil les rides de Belouga et d Ibawa (fig 33). Ces plis sont souvent d âge Crétacé Supérieur, et sont caractérisés par proéminente érosion sommitale. Les données sismiques montreraient une inversion du système de failles, indiquant une origine depuis le socle de ces anticlinaux (fig 43). L EVOLUTION DU BASSIN L histoire géologique du bassin Gabonais est la conséquence des régimes tectoniques séquentiels associés à l ouverture de l Atlantique Sud, au mouvement divergent de plaque, et au mouvement de la plaque Africaine durant le Crétacé Supérieur. Phase Rift La première phase de l évolution du bassin Gabonais a été initiée par le tectonique rift, mieux représenté dans le sous bassin Sud. Quatre sous phase de la phase rift sont : (1) Subsidence et dépôt du Grès continental au Néocomien ; (2) Failles d extension, augmentation de la subsidence, et dépôt des argiles du Kissenda au Néocomien (schema 1, fig 44) ; (3) Formation de blocs faillés et dépôt des Formations du Néocomien Supérieur- Barrémien Inférieur et du Mélania. A ce moment une extension active avait généré une variété de blocs surélevés le long de l axe Gamba-Kaba et des ajustements à travers une activation de zones de fractures transverses. Les argiles du Mélania avaient recouvert ce système de failles en horsts et grabens. Des petits réajustements avaient étendu l activité tectonique localement. La protoplateforme s était formée (schéma 2, fig 44) ; (4) Décalage du bassin vers l Ouest et création du Bassin Dentale. Ce bassin est remarquable pour sa courte durée et un taux élevé de sédimentationapproximativement 3km de sédiments en 2ma. C est probablement à ce moment que l axe Gamba-Kaba s était légèrement surélevé et avait séparé le Bassin de Vera du Bassin Dentale (schéma 3, fig 44). Cette phase de sédimentation rapide au Barrémien moyen-supérieur et des failles listriques synsédimentaires correspondrait à une réactivation en extension du bassin, bien qu il n y ait aucun lien apparent entre les failles de croissance du Dentale et les failles de socle en dessous. La phase rift de l évolution du sous bassin Sud du Gabon s était terminée par une pénéplaination. Cela s était du dépôt des Formations du Gamba et de l Ezanga à l Aptien Moyen (dessus schéma 3, fig 44). Le sous bassin Gabon vait eu une histoire géologique différente durant la phase rift (Schémas 1 & 2 fig 45). La subsidence maximum a du se produire à l Atien Inférieur au lieu du Barrémien Supérieur- 11

12 Aptin Inférieur comme dans le sous bassin Sud. Le système faillé de horsts et de grabens est recouvert par les sédiments de l Aptien Moyen, et non par ceux du Barrémien Supérieur comme dans le sous bassin Sud. Phase de Dérive (Drift) Tardive La phase de dérive tardive dans l histoire géologique du bassin Gabonais est typique d un bassin de marge Atlantique, caractérisée par une subsidence de la totalité de la bordure Ouest du continent. Cette subsidence est causée par la rencontre des croutes continentale et océanique. La progradation des sédiments avait formé une limite continentale, un talus et une ride. Durant ce cycle, la fracture zone N Komi avait joué un rôle persistent mais subtil dans la séparation des sous bassins Nord et Sud. Au Sud l-histoire géologique est dépourvue de toute activité tectonique significative (schéma 4 fig 44). Dans le sous bassin Nord cependant, une succession de sédiements épais du Crétacé Supérieur et du Tertiaire s étaient accumulés, accompagnée par un diapirisme salifère actif avec réactivation de quelques structures (schémas 3 & 4 fig 45). Cette réactivation est datée du Santonien, et représente l âge des tectoniques les plus actives connues au Nigéria et au Cameroun. De failles transformantes (wrench?) se seraient formées comme dans la ride de Ibawa (schéma 4 fig 45). Les principaux évènements de la phase de dérive tardive sont marqués des mouvements eustatiques. Les niveaux élevés de la mer s étaient produits au Turonien et à l Eocène Inférieur, et d importants bas niveaux s étaient produits au Coniacien-Sénonien et au Maastrichtien Inférieur. Ces cycles ont entrainé l érosion du continent et de la plateforme, et le redépôt des sédiements clastiques épais dans le bassin. Une autre baisse du niveau marin est observée de l Eocène moyen à l Oligocène, entrainant la formation de canyons profonds à la limite continentale et le talus. Le horst de Lambaréné s était probablement réactivé à ce moment. Le bassin Gabonais montre seulement de faibles réactions aux mouvements de la plaque Africaine, responsable de très forte convergence activité tectonique dans le Nord de l Afrique au Santonien, l Eocène Moyen et le Miocène Inférieur (Reyre, 1984). SYSTEME PETROLIER ET GAZIER De lithologies de réservoirs variables sont représentées dans le bassin Gabonais. Ici nous ferons principalement une description des réservoirs d hydrocarbures de grande importance économique. Il s agit des Grès fluvio-lacustres pré salifères, de grès turbiditiques marins du bassin post salifère Ouest du Sénonien au Tertiaire, de cherts de la Formation de l Ozouri au Tertiaire Inférieur. Les réservoirs de la plateforme carbonatée et siliciclastiques de la Formation Albienne du Madiéla seront aussi décrits. Bien que n étant pas encore une source d hydrocarbures économique au Gabon, le Madiéla est un important producteur au Sud dans les bassins du Congo et de l Angola. Réservoirs Pré Salifères Les grès antésalifères du Crétacé Inférieur s étaient déposés dans des environnements fluvio-continentaux et lacustres. Les roches cristallines et métamorphiques de la chaine du Mayombe juste à l Est du bassin Gabonais sont la source de ces dépôts clastiques. La distance de transport de la source était 12

13 courte, en conséquence la plupart de grès antésalifères ont tendance à être immatures et contiennent d abondants fragments de feldspath, de micas, de roches, et d argile. Les réservoirs pré sel étant constitués de ces matériaux, sont l objet d une extrême altération diagénétique durant l enfouissement. Les réservoirs pré sel et leurs environnements de dépôt sont classés comme suit, les plus récents au sommet : Grès du Gamba Fluviatile, plage Grès du Dentale Deltaïque lacustre Mélania et Grès du Lucina Turbiditique lacustre Grès de Base (N Dombo) Fluviatile Grès de Base (N Dombo) Aucune accumulation économique n a été découverte jusqu à présent dans les Grès de Base au Gabon. Des indices sont présents au Congo juste au Sud du Gabon et dans le bassin Intérieur, où de l huile avait été produite au cours de test sur le puits OU-5 d Elf. Les Grès de Base sont probablement présents dans tout le bassin, mais seuls quelques puits les ont pénétrés. La plupart de puits avaient testé l unité proximale de la principale source de matériaux clastiques, où les Grès de Base sont typiquement développés comme de conglomérats hétérogènes, riches en argiles, très cimentés, avec de propriétés réservoirs très pauvres. Les Grès de Base ont de meilleures propriétés réservoirs dans le bassin Intérieur, où ils sont développés en bancs, avec de grès à grains feldspathiques grossiers à moyens. Les porosités atteignent 25% et des perméabilités allant jusqu à 100md. Tant que les grès sont relativement propres, ils peuvent maintenir de bonnes caractéristiques réservoirs jusqu au niveau diagénétique correspondant à 1,5 sur l échelle de réfléctance de la vitrinite. Les Grès du Lucina et du Mélania Les grès du Lucina avaient été déposés sous forme de turbidites lacustres au moment du rift actif (blocs faillés). Leur extension est probablement limitée à une zone de 40 sur 20km dans l offshore Sud du Gabon (fig 6). Le Lucina est constitué de grains fins à très fins, de grès argileux et micacés. L unité atteint une épaisseur maximum de 70 à 80m. On distingue deux principales unités de grès, une inférieure (Q) et une supérieure (P) (fig 46). Le grès Q est constitué d un empilement de séquences grossières vers le sommet qui augmentent d épaisseur et de fréquence vers le sommet de la section. L ensemble de la séquence régressive représente probablement une progradation vers le bassin du complexe de dépôts turbiditiques lacustres. Le grès P est constitué d unités de plus ne plus fines vers le sommet et représentent certainement des chenaux déposés dans un milieu plus proximal ou plus penté. Les porosités se situent entre 15 et 25%, et les perméabilités sont au dessus de 100md. Les grès du Lucina sont très sensibles à la diagenèse thermale : autour d une profondeur de 2000m la porosité moyenne avait baissé à 15% et la perméabilité moyenne à 10md. Compte tenu des propriétés réservoirs pauvres, les grès du Lucina sont généralement considérés non productifs à des profondeurs supérieures à 2000m. La dégradation du réservoir se manifeste sous forme de quartz de croissance secondaire, de cimentation 13

14 carbonatée, et le développement d argiles autigéniques. Le Grès du Mélania, qui est plus jeune que le Lucina, comprend deux faciès principaux d extension latérale différente (fig 47). Les Grès de la Fomation du Mélania complexe un complexe turbiditique qui couvre une étendue d environs 300km² dans l offshore Sud du Gabon (fig 6). Ce fan est situé sur la selle du M Bya entre les hauts de Gamba et de Kaba. Le rifting et la subsidence durant le dépôt du Mélania avaient nettement affecté son épaisseur et la distribution des faciès. Le Melania peut être divisé en deux grandes unités sédimentaires (fig 47). L unité inférieure est constituée d intercalations d argile et de grès à grains fins à moyens. Cette unité est relativement très répandue, et représente le cône de dépôt distal. Les grès contiennent 35 à 50% de quartz, 1à à 15% de feldspath, et 5 à 20% de ciment carbonaté. L unité supérieure est composée de dépots de chenaux anastomosés intercalés d argiles levee. Les chenaux gréseux sont fins à grossiers, mal classés, localement argileux, fins vers le sommet des sédiments. Ils contiennent 30 à 40% de quartz, 20 à 35% de feldspath, 20 à 30% de mica, 5% d argile et environ 10% de ciment carbonaté. Comme les réservoirs du Lucina, les grès du Mélania ont une texture immature et sont sujets à l altération diagénétique lors de l enfouissement. Les argiles authigéniques et le ciment carbonaté remplissant les pores sont communément constitués. La porosité moyenne dans l unité inférieure est comprise entre 10 et 15%, et la perméabilité n excède jamais 40 à 50md. Dans l unité supérieure, les porosités se situent entre 15 et 22%, et la perméabilité atteint 100md. Les Grès du Dentale La Formation du Dentale est une séquence épaisse de sédiments deltaïques fluviatiles et lacustres. Elle souligne la progradation du Nord au Sud le long de l axe d un bassin présalifère majeur, le Bassin de Dianongo (fig 7). Le Dentale est typiquement un dépôt régressif. La partie inférieure de la formation est constituée d argiles, de silts, et de grès fins à très fins. La partie supérieure est constituée de bancs épais de grès fins à moyens, communément entrecroisés, avec un peu silts et d argiles. Les meilleurs réservoirs du Dentale sont dans la partie supérieure de la formation. A des profondeurs faibles à modérées, les porosités atteignent 29%, et la perméabilité atteint 1 darcy. La section supérieure du Dentale est haute de 200m d épaisseur. Régionalement, les réservoirs sont mieux développés au niveau de l axe de sédimentation majeure fluviatile le Bassin de Dianongo et la partie Nord du Bassin Atlantique Dentale (appelé aussi simplement Bassin Dentale) (fig 7). La qualité des grès et l épaisseur diminuent vers le Sud du dépôcentre. Dans les parties centrale et Sud du Bassin Dentale, seul les grès de la section du Dentale Inférieur sont présents, et la porosité et la perméabilité diminuent rapidement avec la profondeur d enfouissement. Les Grès du Gamba Les Grès du Gamba constituent l objectif principal dans le Sud du Gabon. Ils s étendent régionalement, montre un développement de faciès consistent, et ont typiquement de bonnes propriétés pétrophysiques où ils ne sont pas très enfouis. La formation du Gamba se situe directement sous le sel Ezanga (couverture régionale), et c est ainsi le 14

15 principal réservoir pour la migration verticale des hydrocarbures dans le présel. On trouve des réservoirs à la base de la formation typiquement d origine alluviale (fig 8). Ils montrent des réseaux d anciennes rivières, et sont constitués de conglomérat basal de plus en plus grossier vers le sommet, de grès entrecroisés recouverts par des sables inconsolidés. L épaisseur des grès se situe entre 0 et 50m. Les porosités se situent entre 20 et 30%, et la perméabilité peut atteindre 5 darcys. Dans l offshore Sud, on reconnait deux principaux dépocentres, séparés par le Haut de Casmaria (fig. 8). Plus loin au large, toute la formation est représentée par des grès argileux d épaisseur inférieure à 10m. Les Réservoirs Madièla On n a pas encore découvert d accumulations d hydrocarbures économiques dans la Formation du Madièla au Gabon. Cependant, les formations Albiennes équivalentes du Congo et de l Angola sont de producteurs très prolifiques, d où la petite description du Madièla faite ici. De bonnes qualités réservoir sont fréquentes dans le Madièla. Cela se caractérise principalement dans des dépôts carbonatés de haute énergie de marge de plateforme, mais aussi dans des carbonates de plateforme intérieure (lagon) et silico-clastiques continentales (fig 11 et 12). Le puits STM-1 foré par Elf dans l offshore Sud avait rencontré 400m des empilements de grainstones et pacstones oolitiques et bioclastiques avec des porosités comprises entre 20 et 30%. Le puits MW-3 d Elf montre environ 50m des grès du Madièla dans le Sous-Bassin onshore Nord avec des perméabilités allant jusqu à 1 darcy. Les Réservoirs Turoniens du Madièla de Plateforme La Formation de l Azile (Turonien) produit de l huile dans le champ de Konzi situé dans l offshore Nord de la marge du bassin de plateforme du Madièla carbonaté (fig 11). Les réservoirs (grès inférieurs) sont constitués de calcaires intercalés, de silts argileux et de grès. Les porosités se situent entre 10 et 25%. Les perméabilités varient très largement et atteignent un maximum de 200md dans les meilleurs grès. L épaisseur totale de ces réservoirs est de 100 à 150m. Les Réservoirs Turbiditiques Sénoniens Ces réservoirs une importance économiques considérables, tant ils étaient la source majeure d huile au Gabon jusqu aux découvertes de Rabi-Kounga. Les complexes de fans turbiditiques contenant ces réservoirs sont bien développés au large de Port-Gentil, dans le bassin post-sel Nord (fig 17). Les Grès de l Anguille et du Pointe Clairette Dans le champ de l Anguille situé à 25km au Sud-Ouest de Port-Gentil, on distingue quatre principales unités sédimentaires dans les formations de l Anguille et du Pointe Clairette, de la base jusqu au sommet (fig 48). La première unité est constituée d une alternance de grès et d argiles. Les grès sont constitués de grains fins à très fins, sur des bancs moyens à épais. Ils apparaissent comme des débris de sédiments, sans stratification et de classement, et contiennent beaucoup de clastiques. Cette unité contient aussi des intercalations de grès laminés à grains fins 15

16 à très fins, finement lités et bioturbés, avec de la boue. Les grès de cette unité peuvent avoir une extension latérale sur des distances de 100m à 1km. La deuxième unité est constituée plus d argiles avec quelques grès laminés comme ceux décrits dans la première unité. Des intercalations de grès et d argiles constituent la troisième unité. Les grès ont des grains fins à très fins, et une épaisseur moyenne de 1m, et peuvent avoir une épaisseur cumulée de 10 à 15m. On observe des figures d érosion et de remplissage à la base de cette unité. La quatrième unité, la plus au sommet, est constituée d argiles et de grès finement lités avec des figures communes de glissement (slump). La section Anguille-Pointe Clairette décrite ci-dessus représente une séquence turbiditique progradante, avec de faciès d unité distale à la base et des faciès proximals au sommet. On trouve les meilleurs réservoirs dans les première et troisième unités. L agencement des grains/débris présente une porosité allant jusqu à 24%, et la perméabilité atteint 700md. Dans les grès laminés la perméabilité maximum décroit de 300 à 400md. L épaisseur nette des grès se situe entre 10 et 100m. Cette fourchette d épaisseur est due au fait que la succession de débris riches en sables se limitent à de zones moins larges que le kilomètre. De différences brusques d épaisseur est aussi fonction de mouvements sel pendant le dépôt. L épaisseur nette des réservoirs peut varier d un facteur 2 du sommet du dôme aux flancs (fig 49). Les Grès du Batanga Le grès du Batanga se sont déposés sous forme de séries turbiditiques sur une étendue de 5000km². Ils proviennent surement de l érosion de la plateforme Sénonienne riche en sable durant la baisse du niveau marin. Les roches réservoirs ont des grains très fin à grossiers, avec de bancs massifs de grès. Des lits individuels montrent un léger caractère fin vers le sommet et sont couverts par de lamines convoluées (fig 50). Des bancs de grès peuvent s empiler en réservoirs individuels d épaisseurs allant jusqu à 15m. En fait le Batanga peut contenir jusqu à 200m de net réservoir sableux. Le maximum de porosité est de 30%, et la perméabilité va jusqu à 800md. Comme pour l Anguille, la qualité réservoir et l épaisseur sont fortement influencées par la structuration sédimentaire : les grès du Batanga sont généralement plus épais dans les creux entre les dômes de sel (fig 51). Les Réservoirs de Chert de l Ozouri Les réservoirs de la Formation de l Ozouri (Paléocène) sont constitués de cherts fracturés qui ont été originellement déposés dans un environnement marin très profond. Les fractures, qui ont été créées après le phénomène de silicification, constituent la seule source de porosité. La perméabilité est excellente, et atteint 1 darcy. L épaisseur des réservoirs se situe entre 30 et 40m (fig 18). Les Réservoirs Miocènes Les sables de la base de la Formation Miocène du Mandorove se situent dans des chenaux de la plateforme continentale et du glacis continental durant le Tertiaire. Ces chenaux représentent des remplissages des pour des turbidites 16

17 Miocène des systèmes fans souvent présents dans l offshore très prfond. Les sables des chenaux sont fins à grossiers, avec des lits individuels pouvant atteindre 20 à 25m d épaisseur. L épaisseur cumulée des réservoirs peut se situer entre 50 et 60m. La porosité et la perméabilité sont excellentes dans ces sables, qui sont généralement propres et inconsolidés. La distribution des sables dans les chenaux est erratique. La variation d amplitude sismique est très importante dans la détection de ces sables (fig 52). Les Roches Mères Présalifères Les roches mères pré-sel sont mieux connues dans le Sud Gabon où il existe beaucoup de données. Les deux principales séquences de roches mères reconnues sont des argiles des formations du Kissenda (Néocomien) et du Mélania (Barrémien). La Formation du Dentale montre généralement un potentiel roche mère très pauvre. Cependant, quelques analyses des faciès argileux à la base de la formation du Crabe montrent qu elle pourrait être une roche mère. Les Argiles Organiques Noires du Melania Le Melania est constitué des argiles pyritiques varvées déposées dans un environnement lacustre de faible énergie. Les argiles noires du Melania sont probablement répandues dans tout le Sous bassin Sud, et ont joué un rôle majeur dans la génération des hydrocarbures de cette partie du Bassin. Le pourcentage de carbone organique total est en moyenne de 6,1%, et des valeurs allant jusqu à 20% ont été mesurées (fig 53). La matière organique est constituée d une prédominance de kérogène de type I et de type intermédiaire I et II (fig 54). En moyenne 50% du kérogène est de type I. Le type de matière organique varie à travers le bassin en fonction de l environnement de dépôt du Mélania. On trouve le kérogène de type III le long de marge Est du bassin, près de la source clastique. Dans les argiles organiques du Mélania le kérogène est composé d algues Botryococcus et de matériaux sapropeliques pouvant se dégrader en Botryococcus. La matière organique bitumineuse présente dans la formation est probablement de l huile résiduelle car elle est plus abondante entre 0,6 et 1,2 de réfléctance de vitrinite. La Formation du Kissenda La roche mère argileuse du Kissenda est moins connue dans le Sud Gabon. Le Kissenda est constitué d argiles lacustres avec des intercalations de matières silteuse et carbonatée. Le KIssendsa est moins riche en matière organique que le Mélania, avec un TOC moyen se situant entre 1,5 et 2% (fig 55). La matière organique montre une source terrestre constituée plus de kérogène de type III et intermédiaire de type II-III (fig 56). Le kissenda est considéré comme étant une roche mère à gaz qu à huile. La Maturation des Roches Mères Présel La maturité thermique des formations présel (Mélania, fig 57 ; Kissenda, fig 58) est mieux connue sur la proto-plateforme du sous bassin Sud. La fenêtre à huile dans cette zone se situe entre 1000 et 2000m de profondeur, correspondant à une valeur de la vitrinite de 0,5 à 1,0. De hauts gradients de maturité sont observés par endroit. Des valeurs de réfléctance supérieures à 1,0 sont observées dans la 17

18 Formation du Kissenda à environ 1200m de profondeur dans la partie Nord du Haut de Gamba-Bigorneau (fig. 59). Les gradients de maturité thermique observés dans la section pré-sel dans le sous bassin Sud Gabon sont plus élevés qu on ne pourrait le prédire, au vu du flux thermique et des profondeurs d enfouissement. Cela peut probablement s expliquer par deux facteurs : gradients de température élevés associés au début du rifting, et l érosion d une partie importante des bordures des zones surélevées (telles que le Haut de Gamba- Bigorneau) durant le rifting. Les Roches Mères Post-sel L origine de l huile dans les champs du sous bassin Nord au large de Port Gentil n est pas aussi simple. Le type de matière organique rencontrée dans les roches mères connues varie sur de distances relativement courtes, correspondant à un changement brusque de faciès. Le changement de matière organique dans de roches mères connues, du type I-II au type II-III ou type III, est observé sur de distances relativement courtes. Cela montre qu il s agit d une roche mère de source marine proximale à une source terrestre de plateforme continentale. La tectonique salifère était active durant le dépôt des unités de roches mères et a du favorisé la préservation de la matière organique dans des bassins ayant une faible circulation et des fonds marins très salés. On rencontre localement des roches mères dans les formations du Madièla (Albien) et du Cap Lopez (Cénomanien). On trouve d assez bonnes roches mères dans les formations de l Azile (Turonien) et de l Anguille (Sénonien). La Formation de l Azile Les argiles de l Azile constituent probablement la roche mère la plus importante dans les champs offshores de Port Gentil. Le TOC moyen est de 3 à 5% (fig 60). La matière organique contient en majorité du kérogène de type intermédiaire I-II, et par endroit de type intermédiaire II-III. Le kérogène est en majorité à algue marine, avec de large Tasmanites et de petite algues sphériques. La matière organique est abondante et a une forte fluorescence qui va du vert à l orange, en fonction du niveau de maturité. Les argiles de l Azile s étendent sur une large surface au large du Sud de Port Gentil, et sont divisées en trois faciès basés sur le type de matière organique (fig 61 & 62). Le faciès situé au Nord est composé d un kérogène mixte de type II et III et d un kérogène de type III, et a un faible TOC par rapport au faciès du Sud (fig 638b). Le faciès du Centre montre la composition la moins favorable en matière organique. Le TOC est faible et on y retrouve une relative grande proportion de kérogène humique de type III. Le faciès du Centre a des caractéristiques pauvres de roche mère parce qu il est largement constitué par des sédiments clastiques turbiditiques de plateforme, alors que les faciès du Nord et du Sud sont à prédominance argiles marines. On rencontre de bonnes roches mères avec une composition en matière organique similaire à celles de l Azile dans les formations de l Anguille et du Pointe Clairette mais irrégulièrement distribuées (fig 64). Les formations du Cap Lopez et du Madiela montrent d excellentes caractéristiques de roche mère par endroits (fig 65). Sur la base de données de forages profonds dans l offshore Angolais, où des échantillons de l Albien- 18

19 Cénomanien ont un TOC (kérogène de type II) qui atteint 10%, il est probable que le Cap Lopez et le Madièla sont de bonnes roches mères dans le bassin post sel du Gabon. La formation Miocène du Mandorove contient majoritairement des roches mères charbonneuses avec un TOC de 4 à 5% ou plus, mais est immature dans tout le bassin. La Maturation des Roches Mères Post sel Les cartes de maturation des formations du Cap Lopez et de l Azile montrent que les deux unités sont matures dans la partie Nord qui produit au large de Port Gentil (fig 41 & 66). Le Sud et l Est, où l Azile a les meilleures caractéristiques roche mère, est apparemment mature seulement dans de zones creuses. Ainsi, les zones les plus enfouies des formations du Cap Lopez et du Madièla sont probablement les sources des huiles dans les champs tels que Barbier, Gonelle et Mandaros. Les courbes d enfouissement indiquent que les roches mères du Madièla, du Cap Lopez et de l Azile n étaient pas matures jusqu au Miocène au voisinage du champ Grand Anguille (fig 67 & 68). Les figures 69 et 70 résument la distribution des réservoirs pré-sel et postsel, des roches mères et des champs majeurs. La Distribution des Champs Soixante quinze découvertes ont été réalisées au Gabon au début de A cette période 43 champs produisaient ou étaient en développement. Onze champs avaient été abandonnés, et vingt découvertes étaient non commerciales. Le Type de Thème (Play) Quatre-vingt pour cent des champs, y compris ceux produisant dans les réservoirs du Crétacé Supérieur et du Tertiaire, sont situés dans le bassin offshore de Port Gentil (fig 71). Tous les champs pré-sel sont situés dans le sous bassin Sud, la plupart sur la plateforme. Les réserves d huile totales récupérables actuellement au Gabon sont de l ordre de bbl. La distribution des champs par niveau de réserves est montrée dans les figures 71 et 72. Cela ne tient pas compte des découvertes de Rabi Kounga. Les réservoirs les plus prolifiques sont les grès turbiditiques du Batanga et de l Anguille, qui contiennent environ 59% des réserves totales récupérables dans 58% de champs (fig 73). Les formations pré-salifères contiennent 36% de réserves totales récupérables réparties entre six champs, dont le plus important est le champ de Gamba (découverte pré-rabi) (fig 71). On trouve plusieurs types de pièges dans le bassin Gabonais. Avec une petite exception (pièges stratigraphiques des chenaux gréseux Miocène), tous les pièges post-sel sont liés au sel. Une étude statistique de la distribution des champs et des réserves en fonction du type de piège est montrée à la figure 74, avant les réserves supplémentaires importantes apportées récemment par les découvertes de Rabi-Kounga. On observe que : - 17 champs avec 53% des réserves totales récupérables sont situés sur les flancs pentés des dômes de sel non perçants et sur des structures en carapaces de tortue. - 3 champs avec 10% de réserves totales récupérables sont situés sur les crêtes ou les flancs des dômes de sel perçants ; 19

20 - 3 champs avec 31% de réserves sont situés sur des anticlinaux présels (Formation du Gamba) ; - 3 champs avec 5% de réserves sont situés sur des blocs basculés ; - 1 champ avec 1,5% de réserves est situé dans un piège stratigraphique (chenal Miocène). Le Potentiel futur La plus grande partie du pétrole Gabonais a été découvert dans les grès turbiditiques du Crétacé Supérieur sur des dômes de sel non perçants ou sur des carapaces de tortues, et sur les anticlinaux pré-sels des grès Aptien du Gamba. Ces deux objectifs comprennent 45% de champs et 75% de réserves totales récupérables. Le rôle mineur joué par les réservoirs pré-gamba sur les pièges liés au rift est principalement fonction des caractéristiques réservoirs pauvres et de la grande difficulté à obtenir une bonne imagerie sismique en dessous du sel. Toutefois, la richesse des roches mères en dessous du sel laisse penser qu en cas de données sismiques de meilleure qualité, beaucoup plus de pétrole pourrait bien être découvert dans la section rift pré- Gamba du Gabon, particulièrement dans l onshore qui n a pas encore été très exploré. Si les conditions économiques futures permettent une production en zone ultraprofonde, les thèmes de fan turbiditique Paléogène du Gabon encore non exploré pourrait êtres développés et être semblables à ceux découverts dans le bassin de Campos du Brésil au milieu des années