Caractérisation des roches mères Crétacé (Cénomanienne- albien) dans le Bassin côtier mauritanien

Abstract

Ce travail présente une analyse exhaustive des roches mères du Crétacé (Cénomanien et Albien) dans le bassin côtier mauritanien, en intégrant des données géochimiques (Rock-Eval) et des résultats de modélisation de bassin (PetroMod). L'étude, basée sur quatre forages (Autriche-1, MTO-2, Aigrette-1, LDM), vise à caractériser le potentiel générateur du système pétrolier et à identifier les axes de maturation privilégiés. L’analyse géochimique met en évidence que l’unité albienne (LDM) ainsi qu’une partie du Cénomanien (MTO-2 et Aigrette-1) renferment des roches mères de type II. Ce kérogène d’origine marine, bien préservé dans des conditions anoxiques, présente un fort potentiel pétrolier. Par ailleurs, certaines sections cénomaniennes révèlent également la présence de kérogènes de type III, traduisant un potentiel gazier localisé (notamment au niveau d’Autriche). L’Albien constitue la roche mère principale, son enfouissement profond ayant favorisé l’atteinte de la maturité optimale et la génération de la majeure partie des hydrocarbures liquides. Le Cénomanien, quant à lui, se situe au seuil de maturité et n’a contribué que de manière plus limitée à la production. La maturité thermique apparaît spatialement hétérogène, augmentant du Sud-Ouest vers le Nord-Est. La zone la plus évoluée est localisée dans le Nord-Est, à proximité de LDM, ce qui suggère que la génération maximale d’hydrocarbures s’est concentrée dans cette région. This study presents an analysis of the Cretaceous source rocks (Cenomanian and Albian) in the Mauritanian coastal basin, integrating geochemical data (Rock-Eval) and basin modeling results (PetroMod). The study, based on four wells (Autriche-1, MTO-2, Aigrette-1, LDM), aims to characterize the petroleum system’s generative potential and to identify the main maturation pathways. Geochemical analysis highlights that the Albian unit (LDM), as well as part of the Cenomanian (MTO-2 and Aigrette-1), contain type II source rocks. This kerogen of marine origin, well preserved under anoxic conditions, exhibits a strong oil potential. Moreover, certain Cenomanian sections also reveal the presence of type III kerogen, indicating a localized gas potential (notably in the Autriche well). The Albian represents the main source rock, as its deep burial favored the attainment of optimal maturity and the generation of most liquid hydrocarbons. The Cenomanian, in contrast, lies at the threshold of maturity and has contributed only to a more limited extent to production. Thermal maturity appears spatially heterogeneous, increasing from the southwest toward the northeast. The most mature zone is located in the northeast, near the LDM well, suggesting that maximum hydrocarbon generation has been concentrated in this region.