Exploration Géophysique
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Exploration Géophysique
Vununu Di Makwala, Senior Petroleum Geologist, Cohydro sarl, Kinshasa, RDC A. Organisation structurelle et cadre contractuel Les acteurs du secteur amont pétrolier en RDC sont : L’Etat; La Société Nationale/COHYDRO sarl; Les sociétés privées de l’industrie pétrolière. a) les contrats de concession: CONCESSION OFFSHORE Muanda International Oil Company: 50 % TEIKOKU OIL (RDC CONGO) LTD/ INPEX:32,28 % ODS (CHEVRON TEXACO) L’Etat a 20 % de participation. : 17,72 % CONCESSIONS ONSHORE PERENCO REP: 54,5455 % LIREX SPRL : 45,4545 % L’Etat a 15 % de participation. b) LES CONTRATS DE PARTAGE DE PRODUCTION BASSIN CÔTIER : CPP SURESTREAM / COHYDRO (8%) pour les Blocs Yema Matamba MaKanzi; CPP SURESTREAM/COHYDRO (8%) pour le Bloc NDUNDA; CPP ENERGUL/COHYDRO (10%) pour le Bloc LOTSHI; CPP SOCO /COHYDRO (15%) pour le Bloc NGANZI. GRABEN ALBETINE : CPP KAPRICAT (Bloc 1 et 2) CPP SAC OIL (Bloc 3) CPP SOCO / DOMINION ( Bloc 5) B. ETAT DES LIEUX D’EXPLORATION-PRODUCTION DES BASSINS SEDIMENTAIRES La RDC présente trois Zones géographiques( ouest ; centre et Est) où sont localisés les bassins sédimentaires : - le Bassin côtier: 6 000km2 - la Cuvette Centrale : 800 000Km2 -les bassins de la branche occidentale du Rift Est-Africain : Grabens Albertine, Tanganyika, les Lacs Moero et Bangwelo : 50200Km2 De ces bassins, seul celui de la côte Est au stade mature. B.I. LE BASSIN COTIER B.I.1. Exploration sous le régime des concessions a) En onshore avec le Groupe ex PETROFINA /SHELL : Exploration Géophysique: - Gravimétrie au sol 3.300 Km soit 8.034 stations; - Aéromagnétométrie 3.450 Km; - sismique 2D: sur toute la zone On shore, 5000 Km de lignes; - Sismique 3D : 32 KM2, sur les concessions actuelles d’exploitation de 420Km2 Forage d’exploration: Vingt trois (23) forages d’exploration suivant les périodes ci-après: 1963 – 1974 : 12 1974 – 1984 : 11 L’effort d’exploration et taux de succès : 1963 – 1974: 7/12, soit 58% 1974- 1984: 5/11, soit 45% sur toute la zone On shore 7 Forage d'Exploration en Onshore : 1963 - 1984 5 4 3 2 1 0 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 Nombre des puits 6 Année d'Exploration Sismique 3D 1% Sismique 3D dans les Concessions d’exploitation 8% 99% Superficie non couverte par la 3D (4948 Km2) Superficie couverte par la 3D (32 Km2) 92% supercifie non couverte par la 3D (394 Km2) Supercifie couverte par la 3D (32 Km2) b) Exploration en Offshore avec l’ex-Groupe GULF OIL COMPANY Exploration géophysique: Les travaux actifs d’exploration ont porté sur: - Aéro-magnétométrie : 19.425 Km2 - Gravimétrie : 973 Km - Sismique 2D : 3.779 Km et 3D (880 Km2). Forage d’exploration: Vingt-quatre (24) forages entre 1970 et 1994 L’effort d’exploration et taux de succès : 1970 – 1994: 11/24, soit 45% PUITS D'EXPLORATION EN OFFSHORE 4 3 2 1 0 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Nombre des puits 5 Année d'Exploration ACQUISITION SISMIQUE 3D EN OFFSHORE 13% 87% Superficie couverte par la 3D (880 Km2) Superficie non couverte par la 3D (132 Km2) B.I.2. EXPLORATION SOUS LE REGIME DE CONTRAT DE PARTAGE DE PRODUCTION PERIODE 2005 à ce jour : a) Bassin Côtier Mavuma Exploration Géophysique: Blocs Yema (superficie 382Km2) et Matamba-Makanzi( superficie 446Km2) : - Aérogravimétrique et magnétométrique: 1130 Km - Sismique 2D : 500Km de lignes en 2008 Bloc Ndunda(Superficie 956Km2) : - sismique 2D: 94,62Km en 200 et 412Km de lignes en 2010 Bloc Lotshi (Superficie 506Km2) : - Sismique 2D: 202 Km de lignes Bloc Nganzi (Superficie 8 00Km2) : - Aérogravimétrie sur toute la zone côtière - Sismique 2D: 360Km en 2008 et 212,8Km en 2012 Forage d’Exploration: - Bloc Yema : 1 Puits sec - Bloc Nganzi: 3 Puits secs Le Bloc Nganzi a été rendu à l’Etat en 2013 b) Graben Albertine Exploration Géophysique Gravimétrie par BULLARD en 1936 et par BROWN en 1956 Aéromagnétométrie par KENTING en 1983 Land Sat par JNOC en 1984 Synthèse géologique de promotion en 1984 Sismique 2D par OIL of Congo dans le bloc 1 : 600Km de lignes en 2012/2013 Autres : Bathymétrie par PETROFINA en 1990 B.I.3. EXPLORATION DANS LES BASSINS NON ATTRIBUES a) Bassin de la Cuvette Centrale Exploration géophysique : REMINA entre 1952 - 1956 − Gravi au sol (6.000 stations) et magnéto (6.000 stations), − Sismique réfraction (6.000 km) et réflexion (131 Km) ESSO – TEXACO 1973 – 1981 - Données magnétiques (6.000 Km) et Sismique réflexion (3.180 Km) par CTP/JNOC 1981-1989 - Airmag : 30.775 Km (JNOC), 82.203 Km (CGG) - Gravimétrie : 122 stations JNOC Exploration par Forage : REMINA (Syndicat Belge entre 1952 - 1956) - Deux puits stratigraphiques : SAMBA (2.038 m) et DEKESE (1.856 m) ESSO – TEXACO (1973 – 1981) - Deux puits a objectif pétrolier :Mbandaka -1 (4.350 m) et Gilson-1 (4.665 m) Autres : Géochimie et Land Sat. L’effort malgré d’exploration les indices est d’un très faible potentiel pétrolier certain (roches mères matures, migration, et indice d’huile de surface) . b) Bassin du graben Tanganyika Travaux réalisés : Exploration géophysique Sismiques 2D (1981 - 1986) : 3.200 Km des lignes (Projet DUKE University/USA sous les projets CEGAL et PROBE et AMOCO) Airmag : 10.420 Km des lignes (1983) / KENTING Autres : Landsat, Et.G&G Les éléments du système pétrolier confirmée : Réservoirs et Couvertures Roches mères : Sables fluvio continentals du Permo-Triassique les argiles lacustres du Tertiaire TOC 2 à 5%, type I Oil-Prone, mature Formation de LUKUGA PermoTriassique TOC supérieur à 3,8%, type III Gas-Prone, mature les sédiments Permien TOC 1,9 à 3%, TypeI Oil-Prone, mature Les argiles lacustres du Permien TOC 2 à 4%, TypeI, Oil-Prone, mature Sables turbiditiques du Tertiaire, Sables Deltaïque du Permien Grés conglomératiques de base du Permien, porosité supérieur à 30,5% Plusieurs niveaux des roches argileuses constituent une bonne couverture Présence d’indice d’huiles C. Etat de la Production dans les Concessions - Moyenne journalière actuelle : Offshore : 15.000 bbls Onshore : 10.000 bbls - Densité moyenne du Brut : 30 à 31 ° API - Appellation du brut : COCO DRC - Référence sur le marché international : Brent de la mer du Nord 12000 Evolution de la Production ONSHORE 1980-2014 10000 8000 6000 4000 2000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122014 13 1980 -----------------------------------------------------Series1 Series2 Evolution de la Production OFFSHORE 1975-2014 30000 25000 20000 Series1 15000 Series2 10000 5000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1975 -------------------------------------------------------------------------------------2014 Projection de Production on shore et offshore 2008 2023 2029 2034 Source: PERENCO CONCLUSION La superficie totale des Bassins sédimentaire de la RDC est d’environ 1.856.000 km2 soit plus de moitié du territoire national. Seule une surface d’environ 6.000 km2 est au stade mature c’est-àdire au stade de production. Cette situation ne peut permettre à ce jour , une nette appréciation du patrimoine pétrolier et gazier du pays et ce, malgré la présence d’indice probant d’un potentiel pétrolier certain avec notamment comme conséquences majeures : L’attribution des blocs Pétroliers aux sociétés requérantes sans tenir compte de la valeur réelle sur le plan du potentiel desdits blocs. la sous évaluation ou la surévaluation des bonus de signature, et des autres paramètres économico-financiers des contrats à négocier. La production est stagnante depuis plusieurs décennies et les signes de déclin sont manifestes depuis 2008 malgré les ressources d’huiles en place mises en évidence .