Recherches
Les traces de bitume rencontrées dans les calcaires en 1917 et les indices de gaz et d’huiles retrouvés dans un forage d’eau en 1932 aux environs de Dakar sont les premières références connues d’hydrocarbures au Sénégal.
Les véritables recherches débutent en 1952 sous l’égide du Bureau de Recherches Pétrolières (BRP). Ainsi, entre 1952 et 1977, 122 puits d’exploration furent forés en onshore par la Société Africaine des Pétroles (SAP) et la Compagnie des Pétroles Total Afrique de l’Ouest (COPETAO).
Après une certaine accalmie des activités de recherche, un regain est constaté entre 1966 et 1979 avec 29 puits d’exploration forés par les compagnies COPETAO, ESSO et TOTAL TEXAS GULF, principalement en offshore.
Le second choc pétrolier de 1979 entraînera une nouvelle baisse des activités et, pour relancer la recherche au Sénégal, l’Etat décide de créer la Société des Pétroles du Sénégal, « PETROSEN », en 1981. Depuis, 53 puits d’exploration, d’évaluation et de production ont été forés aussi bien en offshore qu’en onshore. Les plus récents sont localisés dans la zone de Gadiaga/Sadiaratou où du gaz naturel est produit de 1997 à nos jours, ainsi qu’au niveau des blocs de Sangomar offshore profond, Saint Louis offshore profond et Cayar offshore profond où PETROSEN et ses partenaires ont découvert du pétrole et du gaz naturel entre 2014 et 2018.
En ce qui concerne les levées sismiques, près de 61 000 kilomètres de sismique 2D ont été acquises entre 1971 et 2018, dont 89% en offshore.
Les premières données sismiques 3D ont été acquises en 1991. Actuellement, environ 27 160 km² de données sismique 3D ont été acquises principalement au niveau des blocs de Rufisque et Sangomar offshore, Sénégal offshore sud profond, Saint Louis et Cayar offshore peu profond et profond et récemment au niveau du bloc de Rufisque offshore profond.
Ces données ont permis d’identifier plusieurs pièges potentiels d’hydrocarbures dont certains ont été testés par forage.
Blocs de Saint Louis et Cayar offshore profond (BP – KOSMOS Energy – PETROSEN)
L’Association poursuit les études post forage du puits Requin-Tigre-1 ainsi que l’interprétation des données sismiques 3D afin d’identifier d’autres prospects.
Carte montrant les découvertes ainsi que les leads au niveau des blocs de Saint Louis Offshore Profond et Cayar Offshore Profond.
Trois puits, Teranga-1, Yakaar-1 et Yakaar-2, ont découvert du gaz naturel au niveau de réservoirs d’âge Cénomanien inférieur. Une estimation préliminaire des ressources est respectivement de 5 TCF pour Téranga et environ 15 TCF pour Yakaar.
L’opérateur BP procède à l’évaluation géologique et géophysique de ces deux découvertes et poursuit l’évaluation des autres prospects identifiés au niveau des deux blocs.
Blocs de Saint Louis Offshore et de Cayar Offshore (ORANTO Petroleum – PETROSEN)
ORANTO a acquis près de 1 852 Km² de données sismiques 3D au niveau de la partie ouest du permis de Saint Louis offshore peu profond entre mai et juin 2018.
Il a été acquis près de 1 000 kilomètres carrés de données sismiques 3D au niveau du permis de de Cayar offshore peu profond.
Les deux campagnes sismiques ont été retraitées et fusionnées et l’interprétation est en cours
Blocs de Rufisque offshore, Sangomar offshore et Sangomar offshore profond (Woodside energy, Cairn Energy, FAR Limited et PETROSEN)
En 2007, Hunt Oil Co. a finalisé l’acquisition des données sismiques Samgomar Deep 3E et le traitement à bord a été achevé, a déclaré son partenaire First Australian Resources Ltd.
Le volume de données empilées et un fichier de données de vitesse ont été envoyés à Spectrum au Royaume-Uni, où le cube intégré est en cours de migration. Des bandes de terrain ont été envoyées à CGG à Houston où le traitement complet du volume de données est en cours. Le coût de l’enquête de 2089 km2 (807 milles carrés) était de 12,1 millions de dollars.
L’évaluation des découvertes de FAN-1, FAN South-1 et SNE North-1 forés en 2014 a confirmé le potentiel. Des données sismiques 3D hautes densités ont été acquises au niveau des périmètres couvrant FAN et SNE North/Spica.
Carte montrant les découvertes ainsi que les potentiels pièges d’hydrocarbures (Cairn Energy 2018)
Bloc de Rufisque offshore profond (Total – PETRONAS – PETROSEN)
L’Association a procédé à l’acquisition de 9 988 km2 de données sismiques 3D entre février et juin 2018. L’interprétation a démarré aussitôt avec le volume « Fast track » et a permis d’identifier quelques pièges potentiels d’hydrocarbures.
Le puits dénommé Jamm-1X a été foré entre le mois d’avril et de juillet 2019. Ce puits a rencontré des réservoirs d’hydrocarbures.
Carte indiquant le bloc de Rufisque offshore profond, les limites de la zone de l’acquisition sismique 3D ainsi que quelques prospects.
Zone offshore ultra profond nord et sud (Total – PETROSEN)
Engagement de travaux : Acquisition d’au 5000 Km² de données sismiques 3D et forage d’un puits d’exploration.
L’Association a prévu d’acquérir environ 10 000 Km² de données sismiques 3D au niveau du bloc UDO Total en 2021.