Situation géographique
Pays de l'Afrique de l'Ouest, le Niger a une superficie de 1 267 000 km² pour une population d'environ 22 millions d'habitants. Il est limité au Nord par l'Algérie et la Libye, à l'Est par le Tchad, au Sud par le Bénin et le Nigéria et à l'Ouest par le Mali et le Burkina Faso.
La recherche pétrolière au Niger a débuté depuis les années 1950. Cependant, c'est à compter de 2008, avec l'attribution de l'autorisation exclusive de recherche sur le bloc Agadem à la société nationale chinoise de pétrole CNPC, que les activités de recherche se sont intensifiées. Beaucoup de découvertes ont été réalisées et le Niger est devenu un pays producteur du pétrole depuis novembre 2011.
Figure 1 : situation géographique du Niger
Source : Les institutions de Duddal
Bref aperçu de géologie régionale du Niger
La géologie du Niger est marquée par une importante diversité de formations géologiques. Deux bassins sédimentaires d'âge primaire et quaternaire couvrent la majeure partie du Niger, le bassin occidental des Iullimmeden et celui du Niger oriental (correspondant au bassin du méga-Tchad). Les formations de socle antécambrien recoupées par des roches éruptives plus récentes n'affleurent que dans le Liptako (ouest du fleuve Niger), le massif de l'Aïr, le Damagaram-Mounio (région de Zinder et de Gouré) et le Sud Maradi.
Le bassin des Iullimmeden dont l'histoire géologique est marquée par des périodes de transgression marine et des épisodes continentaux. Le bassin du Niger oriental comprend des bassins secondaires (Termit, Tchad, Bilma et Djado-Mangéni) constitués de grès et de sables fins à grossiers datés du Primaire au Quaternaire. Les formations du socle du Liptako sont essentiellement constituées de séries volcano-sédimentaires plissées, métamorphisées, recoupées par des granites et des dépôts molassiques appartenant au Birrimien. Les formations du socle du massif de l'Aïr, du Damagaram-Mounio, du Sud Maradi, métamorphiques, sont recoupées par des granites attribuées au Suggarien.
Figure 2 : Carte géologique du Niger
Source : Les institutions de Duddal
Présentation des bassins sédimentaires du Niger
Le potentiel pétrolier du Niger est lié à deux grands bassins qui couvrent 90 % du territoire national. Il s'agit du bassin occidental dit bassin des Iullemmeden et du bassin oriental dit bassin du Tchad.
Le bassin occidental
Le bassin des Iullemmeden est limité au Sud par le bouclier Bénino-Nigérian, au Sud-ouest par le massif cristallin du Liptako, au Nord-ouest par l'Adrar des Iforas, au Nord par le Hoggar, au Nord-Est par les massifs de l'Aïr et à l'Est par le Damagaram-Mounio (Figure 3). Il communique au Nord-Ouest avec le bassin de Taoudenni par le détroit de Gao et à l'Est avec le bassin du Niger Oriental par le seuil du Damergou (Bellion, 1989). Ce bassin est le prolongement vers le sud des vastes bassins paléozoïques algériens. C'est une vaste synéclise bordée par les socles cristallins de l'Aïr au Nord-Est et du Liptako au Sud-Ouest et rempli de sédiments d'âge paléozoïque à tertiaire. La configuration structurale, assez peu connue, est supposée être contrôlée principalement par un système de blocs faillés d'orientation NS à NNE-SSW, prolongement des accidents majeurs affectant le socle du Hoggar. Les données géophysiques laissent supposer la présence de grabens profonds dans la partie Sud-Est du bassin.
Figure 3 : Carte de situation géographique du bassin des Iullemmeden (Greigert et Pougnet, 1965)
Figure 4 : Carte géologique simplifiée du bassin des Iullemmeden (Extrait de Greigert, 1966 ; redessinée)
Le bassin oriental
Au plan structural ce bassin est caractérisé par deux systèmes : le synclinorium d'âge paléozoïque du Djado au Nord-Est, et un système de grabens remplis de sédiments à alternances de grès et d'argiles d'âge crétacé à tertiaire pouvant atteindre 10 000 mètres et s'étendant sur plus de 1 000 km de la frontière algérienne au lac Tchad. Le synclinorium du Djado constitue l'extension vers le sud du bassin libyen de Murzuk. L'apparente symétrie de la structure est compliquée par un réseau de failles d'orientation Nord-Sud et NE-SW. Le système de graben dans ce bassin est contrôlé par un réseau de failles orientées N.S, NNW-SSE et NW-SE. Celles-ci agissent différemment dans le temps et dans l'espace, soit en distension ou en décrochement, créant des grabens distincts par leur orientation, leur âge et leur structure.
Figure 5 : Système du graben du bassin oriental
Figure 6 : Géographie et géologie du Niger oriental (d'après Poudet et Durand, 1983, modifié) et localisation de la dépression de Termit-Ouest.
Le sous-bassin pétrolier d'Agadem
Le bloc Agadem fait partie d'un système de grabens. Il est situé dans la partie centrale du bassin du Termit sur sa partie superficielle couverte par le sable quaternaire du Sahara où poussent quelques végétations et arbustes à certains endroits. Les conditions topographiques vont d'un désert plat à ondulé dont la surface est affectée par des variations d'altitude comprises entre 5 et 60 m dans certains endroits. La profondeur du toit de la nappe phréatique varie de 30 à 60 m dans cette région.
Le bassin du Termit est tectoniquement caractérisé par un réseau de failles orientées N-S, NO-SE et NNO-SSE et fait partie de l'ensemble de bassin oriental nigérien (sa partie sud-Est). Ce système de grabens est rempli de sédiments à alternances de grès et d'argiles d'âge crétacé à tertiaire et s'étendant sur plus de 1 000 km de la frontière algérienne au Lac Tchad. Les épaisseurs des sédiments peuvent atteindre 12 000 m. Il est subdivisé en sept unités structurales majeures :
- Le Donga Through qui est une vallée au centre du bloc
- Le monoclinal de Madama au nord-ouest
- Le graben d'Araga qui est à l'Est de Madama
- L'arche de Soudana au Nord
- Le Trakes/Moul qui est une zone de failles orientées N-S
- Le Moul/Yogou
- Les terrasses du sud-ouest
La roche mère dans le bloc Agadem est dominée par deux formations du Crétacé terminal (Donga et Yogou) avec un taux total de matière organique (TOC) de 1 à 1,5 % et de 1 à 6 % respectivement. Les formations du Tertiaire inférieur (Éocène) constituent les réservoirs majeurs dans le bloc. Un deuxième type de réservoir est constitué des grès du Crétacé supérieur déposés dans des environnements fluviaux et alluviaux.
Le contexte pétrolier au Niger
Les roches réservoirs
Le réservoir de Sokor (Paléocène-Éocène)
C'est un réservoir multicouches divisé en plusieurs unités (E1, E2, E3, E4 et E5), composé de grès fins à grossiers avec une grande proportion d'argile : gisements fluvio-deltaïques à lacustres. Les porosités vont jusqu'à 30 %. De nombreuses découvertes de pétrole ont été réalisées.
Le réservoir de Madama (Maastrichtien-Paléocène)
Ce grès massif est un excellent réservoir composé de grès de taille moyenne à grossière et constitue un empilement de canaux en tresses associés à des dépôts fluviatiles. Les épaisseurs de cette formation dépassent les 300 m.
Réservoir de Yomou (Campanien)
Ce réservoir correspond à la zone de transition des domaines marins et continentaux avec une régression peu profonde, contenant des intercalations de grès ou de calcaire dolomitique.
Les roches mères
Les principales roches mères sont les schistes argileux du Crétacé supérieur des formations de Donga et de Yogou (Turonien-Coniacien-Santonien) d'origine marine peu profonde et, localement, les argiles lacustres continentales du Sokor (Paléogène).
Les roches couvertures
L'imperméabilité est assurée par les deux niveaux d'argilites : les argilites de Sokor et les argilites intra-formation dans l'intervalle des alternances de Sokor.
Les styles de piégeage
Les failles profondes ont servi de drain à la migration des hydrocarbures. Le mode de piégeage est de type structural, réalisé par les ensembles de failles normales qui ont permis la structuration du bassin en style horst et demi-graben.
Figure 7 : Colonne stratigraphique du bloc Agadem