Menu
Le pétrole et le gaz sont des ressources stratégiques que les Etats parties comptent mettre à contribution pour atteindre leurs objectifs de développement. Ainsi, l’Agence ambitionne de faire du secteur des hydrocarbures un des piliers de l’essor économique des Etats en mettant en place d’importants projets pétroliers aux fins de tirer pleinement parti des ressources de la Zone.
L’Agence accorde donc une grande importance à l’exploration et à la promotion des activités de recherche. Cet engagement a permis d’exécuter des programmes de levées géologiques et géophysiques qui ont abouti à la subdivision de la Zone en six (6) blocs pétroliers offshore.
Elle a également développé des partenariats avec des sociétés de services géologiques pour la réalisation de programmes d’études multi-clients, lesquelles participent de manière efficiente à la mise en valeur du potentiel en hydrocarbures de la zone en faveur du développement du secteur.
Toutes ces activités ont permis en fin de compte d’avoir une bonne couverture en termes de données ainsi qu’une meilleure orientation des
activités de recherche, ce qui a conduit à la définition de nouveaux prospects à fort potentiel dans les réservoirs Albien et Barrémien en plus des découvertes de pétrole dans l’Oligocène et le Maastrichtien évaluées à plus d’un (1) milliard de barils. D’ailleurs, compte tenu de ces résultats probants, l’Agence et ses partenaires ont déjà procédé à l’évaluation et à la sélection des prospects pour les programmes de forage en préparation.
HISTORIQUE DE L'EXPLOITATION
Les Opérations Pétrolières ont démarré en 1958 avec les travaux de la Compagnie des Pétroles Total en Afrique de l’Ouest (COPETAO) au Sénégal et de la Compagnie ESSO en Guinée Bissau. Au départ, les Opérations Pétrolières étaient concentrées sur les structures salifères (Dôme Flore, Dôme Gea) et ont abouti à la découverte du pétrole lourd dans le Dôme Flore en 1967 et dans le Dôme Gea en 1971.
En 1991, la Société Casamance Petroleum Ltd obtient le permis de recherche d’hydrocarbures dit Permis Dôme Flore et acquiert un ensemble de données sismiques 3D (300 km²), sur le Dôme Flore et le Dôme Gea. Ce permis a expiré en 1994 et la zone a été réattribuée par la suite à la société Pecten qui a foré un puits d’exploration dénommé « Boabab-1 » sur le flanc-est du Dôme Gea en 1996 et qui a rencontré des indices d’huile.
De 1997 à 1999, l’AGC a entrepris des études sismiques spéculatives suivies d’une vaste campagne de promotion des blocs dans l’offshore profond de la Zone maritime Commune.
A la suite de ces activités, deux permis de recherche d’hydrocarbures localisés en eau profonde, dénommés « Cheval Marin » et «Croix du Sud », ont été attribués respectivement à la société AGIP (ENI) et Fusion Oil & Gaz NL.
Ces deux compagnies ont réalisé de 2001 à 2005, d’importants travaux de levées sismiques 2D et 3D, des études magnétiques, gravimétriques et géochimiques dont l’interprétation a permis de mettre en évidence plusieurs prospects à fort potentiel.
En 2006, après l’expiration de la période de validité des permis Cheval Marin et Croix du Sud, ces blocs ont été octroyés à la société australienne OPHIR ENERGY qui a réussi à forer en 2011 le puits Kora-1, en eau profonde (2651m de profondeur d’eau), avec comme cible les réservoirs de sables du Barrémien et du Coniacien. Ce puits a permis de fournir des informations stratigraphiques importantes, de servir au calage des données sismiques et d’orienter la recherche pétrolière vers de nouveaux thèmes.
BLOCS PETROLIERS
CADRE GEOLOGIQUE & POTENTIEL PETROLIER
Le bassin sédimentaire du Sénégal fait partie du grand bassin côtier ouest africain (MSGBC), qui s’étend du bouclier de Réguibat au nord à la zone de fracture, en Guinée, au sud. Le bassin se situe dans un contexte géologique de marge passive et le substratum est constitué par le Siluro-dévonien du bassin de Bové au Sud, la chaine panafricaine et hercynienne des Mauritanides à l’Est et par le socle précambrien de la dorsale de Réguibat au Nord.
La Zone maritime commune couvre la partie centrale du sous-bassin Casamance-Bissau, caractérisée par une intense tectonique salifère, des déformations structurales et très peu d’activités ignées.
L’histoire géodynamique du bassin est favorable à la mise en place de pièges à hydrocarbures. On distingue dans la zone des pièges structuraux principalement associés aux mouvements halocinétiques, des pièges stratigraphiques et mixtes surtout identifiés dans la partie profonde de la zone. Aussi, il existe une bonne distribution de la roche mère avec de bonnes teneurs en COT pouvant atteindre des pics de 7% à 8% au Turonien et au Cénomanien.
- Céno-Turonien: TOC~2% à 8.72%
- Albien: TOC~1% à 3%
- Néocomien: TOC~2.3% à 4.8%
- Jurassique : (Potentielle roche mère)
Plusieurs réservoirs, clastiques et carbonatés, ont été rencontrés, avec de bonnes propriétés pétrophysiques, témoignant ainsi du potentiel en hydrocarbures de la zone. Ils sont principalement constitués par l’Oligocène, le Maastrichtien, l’Albien, l’Aptien et le Barrémien.
D’importantes réserves de pétrole lourd ont été découvertes dans les foraminiférites de l’Oligocène (Dôme Flore et Dôme Gea) localisés à environ 450 mètres de profondeur (bloc AGC Shallow) et dont les réserves sont évaluées à plus de d’un (1) milliard de barils en place. Aussi, plusieurs puits forés sur les flancs et dans quelques blocs faillés des diapirs de sel, ont rencontré dans le Maastrichtien de l’huile de meilleure qualité d’une densité de 33.6° api dont le puits SF-4, implanté au toit du Dôme Flore Sud-ouest.
DONNÉES G&G
L’Agence dispose d’une riche banque de données pétrolières constituées par les données géologiques et celles issues des campagnes d’acquisition de données sismiques, magnétiques et électromagnétiques recueillies dans la Zone maritime commune pendant plus de 50 ans. Ces données sont mises à la disposition des compagnies pétrolières pour l’évaluation du potentiel en hydrocarbures de la Zone.
- Plus de 10.000 kilomètres de données sismiques 2D ;
- Plus de 9.000 kilomètres carrées de données sismiques 3D.
- 350 kilomètres de données électromagnétiques.
- JAAN 3D
Acquisition régionale sismique 3D Broadband (bin 25X12.5) effectuée en collaboration avec les partenaires TGS et GeoPartners. L’étude couvre 6826 km² (dans la Zone maritime commune).
- NWAAM12RE18 et NWAAM2017
Campagne d’acquisition régionale de données sismiques 2D réalisée par TGS couvrant 6900 kilomètres (Zone maritime commune).
ACTIVITES DE PROMOTION
BLOCS LIBRES
L’Agence dispose de deux (02) blocs libres en promotion, le bloc AGC Shallow et le bloc AGC Up1.
AGC SHALLOW
-Superficie : 1700 km² ;
-Bathymétrie : Localisé entre les isobathes 10m et 100m ;
-Données disponibles :
- 886 km² de données sismiques 3D (2012) ;
- 385 km² de données sismiques 3D ;
- 2D Haute Résolution.
AGC Shallow (ex-Dôme Flore) constitue le seul bloc de la Zone maritime commune où une découverte de pétrole a été faite en 1967 par l’Etat du Sénégal et ses partenaires, avant même la création de l’Agence.
Les prospects sont associés aux trois (03) dômes de sel, Flore, Gea et Iris sachant que tous les dômes ont été explorés par forages à l’exception du dôme Iris situé dans la partie nord-est du bloc.
Dans le réservoir Oligocène, constitué par la foraminiférite, le pétrole a une densité comprise entre 9° et 11°API et les réserves sont estimées à plus d’un (1) milliard de barils. Cependant, dans le réservoir détritique du Maastrichtien on a un pétrole léger, de meilleure qualité. La dernière campagne d’acquisition de données sismiques 3D dans le bloc, en 2012, a permis de mieux cartographier les structures géologiques pour une meilleure estimation du potentiel en hydrocarbures. Cette étude constitue la base des travaux d’interprétation.
Sismique 3D AGC Shallow
AGC UP1
– Superficie : 5348 km² ; – Superficie : 5348 km² ;
– Bathymétrie : Localisé entre les isobathes 3400m et 4100m ;
-Données disponibles :
- NWAAM 2012 : 842.58 km
- NWAAM 2017 : 334.87 km
Le bloc est localisé en eau ultra profonde, à l’ouest du bloc AGC Profond détenu par Cnooc, Impact Oil & Gas et Entreprise AGC SA. Le bloc a été ouvert à l’exploration en 2011 à la suite des travaux d’acquisition de données sismiques 2D de Dolphin Geophysical. Il a été ensuite attribué à Tender Oil and SRL de 2012 à juin 2022.
Les données disponibles sont les études 2D multiclients de TGS dont l’interprétation a donné des résultats probants, les prospects sont associés principalement aux complexes turbiditiques du Crétacé.
NOS PARTENAIRES
DROIT APPLICABLE
En matière de recherche, d’exploration, d’exploitation des ressources minières ou pétrolières ainsi qu’en matière de surveillance et de recherche scientifique dans le domaine minier et pétrolier, le droit applicable est le droit sénégalais.
La recherche pétrolière est donc régie par la loi 2019-03 du 1er février 2019 portant Code pétrolier de la République du Sénégal et son décret d’application n°2020-2061.
LES LIENS DE TELECHARGEMENT
- Décret 2020-2061 fixant les modalités d’application de la loi 2019-03 du 1er février 2019 ;
L' Agence
L’Agence de Gestion et de Coopération entre le Sénégal et la Guinée-Bissau (AGC)
© Copyright 2022 – AGC tous droits réservés, conception ABA