Transcript 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 .