Contexte géologique du delta du Niger

La zone étudiée est localisée dans le Golfe de Guinée, dans la partie offshore profonde du Delta du Niger. Cette zone correspond à une tranche d’eau entre 500 et 800 m et appartient à la partie supérieure du plateau continental. La partie profonde du Delta du Niger est divisée en deux sous-domaines structuraux appelés « West Delta Lobe » et « South Delta Lobe » (Krueger & Grant, 2011). La zone étudiée appartient à la partie peu profonde du West Delta Lobe (Figure 2-9).

Figure 2-9: Schéma structural du delta du Niger, d’après Krueger & Grant (2011).

2.2.1 Evolution géodynamique

Le delta du Niger a commencé à se développer au Crétacé supérieur au point triple entre l’océan Atlantique équatorial, l’océan Atlantique sud et le rift avorté de la dépression du Bénoué (Moulin et al., 2010). Depuis le Crétacé supérieur, le rift de la Bénoué a joué le rôle d’exutoire pour les sédiments silico-clastiques érodés dans la partie NW de l’Afrique, apportant des sédiments au delta (Lehner & De Ruiter, 1977).

2.2.2 Stratigraphie et structure

Le delta du Niger est une zone riche en huile et en gaz qui a été beaucoup explorée, notamment au moyen de sismique 2D et 3D, et de puits d’exploration pétroliers. Ces puits apportent des données quant à la stratigraphie et à l’évolution structurale de la zone. L’architecture générale de la progradation du delta a tout d’abord été décrite sur la base du domaine onshore du delta du Niger. Dans cette zone, Knox & Omatsola (1989), ont défini le modèle d’ « escalier de régression », dans lequel l’accumulation des sédiments est accompagnée par la croissance de failles tectoniques normales dans la direction de la progradation (Ekweozor & Daukoru, 1994). Dans ce modèle, les surcharges de sédiments le long du shelf break induisent des subsidences locales le long du mur des failles jusqu’à ce

que la subsidence soit bloquée et que la progradation reprenne, et ce jusqu’à la prochaine surcharge de sédiments qui créera une nouvelle phase de subsidence locale dans un dépocentre localisé plus loin vers l’océan que le précédent. Les dépocentres successifs ont une disposition concentrique à grande échelle et sont appelés des « depobelts » par Knox & Omatsola (1989) et Doust & Omatsola (1989).

D’un point de vue lithostratigraphique, la colonne sédimentaire est traditionnellement divisée en trois intervalles principaux, initialement définis dans la zone onshore (Figure 2-10); de bas en haut, on observe la succession suivante :

 La Formation Akata est constituée d’argiles d’environnement marin profond. Les argiles d’Akata sont généralement décrites comme une des roches mères principales de la partie profonde du delta du Niger, avec les intervalles argileux du Groupe Agbada sus-jacents (Ekweozor & Daukoru, 1994 ; Morley et al., 2011). Dans la partie profonde actuelle, la Formation Akata correspond aux argiles mobiles déposées avant l’Oligocène (Paléocène-Eocène et possiblement Crétacé) (Krueger & Grant, 2011).

 Le Groupe Agbada est constitué dans le domaine offshore d’une épaisse pile de sédiments de pente avec des alternances de turbidites sableuses et de dépôts hémipélagiques. Contrairement à la Formation d’Akata sous-jacente, le Groupe Agbada montre un caractère sismique parallèle bien organisé. Le Groupe d’Agbada est l’intervalle-cible principal pour l’exploration d’huile et de gaz grâce aux alternances de réservoirs sableux et d’intervalles argileux qui constituent des couvertures potentielles (Krueger & Grant, 2011).

 Un troisième groupe, le Groupe du Bénin, est constitué de dépôts de fin de progradation. Ces dépôts sont constitués d’alternance de séries côtières et deltaïques ainsi que de séries continentales à dominante sableuse (Ekweozor & Daukoru, 1974).

2.2.3 Caractéristiques de la roche mère et régime thermique

Bustin (1988) décrit une valeur moyenne de carbone organique total (TOC) de 2,2% pour la Formation Agbada dans le domaine onshore du delta du Niger.

Il n’y a pas de données publiées sur le gradient géothermique dans la zone étudiée. Toutefois, Cathles et al. (2003) ont travaillé la réflectance de la vitrinite de certaines données du domaine peu profond à 100 km à l’est de la zone étudiée. Ils indiquent qu’un gradient géothermique de 25,5°C/km est satisfaisant pour expliquer leurs observations. D’un autre côté, Cobbold et al. (2009) utilisent un gradient de 25°C/km dans le domaine offshore profond, considérant cette valeur comme appropriée pour un domaine de croûte océanique. Wei et al. (2015) rapportent des valeurs de gradients géothermiques bien plus élevés aux alentours de pockmarks à hydrates (à moins de 100 m de distance). Ces pockmarks à hydrates servent de conduits d’expulsion de fluides et les gradients associés ne sont pas considérés ici comme représentatifs de la zone étudiée. Nous utilisons ce gradient géothermique de 25°C/km comme valeur de référence.

2.2.4 Régime de pression dans le delta du Niger

Peu de données ont été publiées sur le régime de pression du delta du Niger. Toutefois, certaines études ont fourni quelques informations sur le contexte régional : Krueger & Grant (2011), en se basant sur l’analyse de puits du domaine marin profond du delta du Niger, estiment que la zone de rétention des fluides (Swarbrick et al., 2002) se trouve à une profondeur d’environ 2300 m sous le fond de la mer dans le domaine profond du delta. Pourtant, Bilotti & Shaw (2005) considèrent le domaine profond du delta du Niger dans son intégralité comme « légèrement en surpression » en se basant sur l’analyse de 13 puits forés dans cette zone. Benjamin et al. (2015) concluent également à l’existence de surpressions en se basant sur leurs observations de différents marqueurs d’expulsion de fluides dans différentes parties du West Delta Lobe du delta du Niger. Dans une vision plus générale, Leduc et al (2013) estiment la profondeur de rétention des fluides entre 700 m et 1400 m en se basant sur le rapport taux de sédimentation sur profondeur de rétention des fluides de Swarbrick et al. (2002).