Historique de la Recherche Pétrolière au Mali
La recherche pétrolière au Mali a connu trois étapes majeures qui sont :
 
1960 – 1968: 

– Code pétrolier et minier de 1961; 

– Droit exclusif de recherche à la Société Nationale de Recherche Minière (SONAREM) avec l’assistance technique soviétique. 

1968 – 1985:
 

– Nouveau Code pétrolier par Ordonnance: N° 30/CMLN du 23 mai 1969 modifiée par celle du N° 21/CMLN du 20 avril 1970; 

– Levée de droit exclusif de recherche de la SONAREM;
 
– Huit (8) permis de recherche ont été attribués à six (6) sociétés pétrolières parmi lesquelles on peut citer: 
Elf Aquitaine, Exxon et Texaco.

• La compilation des données géologiques et géophysiques sur les bassins sédimentaires du Mali, effectuée dans le cadre projet BECIP en 1980; 
• La promotion des bassins par internet via Indigo-pool ; 

• La compilation des données géologiques et géophysiques sur les bassins sédimentaires du Mali, effectuée dans le cadre d’une    Convention d’Etudes avec la SONATRACH entre 2001- 2003 ; 

2004 à nos jours: 

• L’adoption du Code pétrolier 2004 ;
 
• Création de l’Autorité pour la Promotion de la Recherche Pétrolière au Mali (AUREP);
 
• Signature de plusieurs conventions avec les compagnies pétrolières notamment : SONATRACH, ENI,PETROMA…. 
• L’adoption d’un nouveau Code pétrolier en 2015 et de son décret d’application;
 
• l’approbation d’un Contrat de Partage de Production type en cours;
 
• la subdivision des bassins en 41 blocs pétroliers 
Ces actes ont fortement contribué à attirer les investisseurs et à relancer la recherche pétrolière en République du Mali. 

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Actions réalisées pour la relance de la recherche Pétrolière au Mali
Conscient du potentiel de son sous-sol, le Gouvernement malien a entrepris en 2004 une vaste politique de relance de la recherche pétrolière. Et dès sa création, l’AUREP a subdivisé les bassins sédimentaires en 15 blocs sur la base des anciens travaux.

Actuellement, le nombre de blocs est de 41 couvrant une superficie de 984 873Km² sur l’ensemble du territoire. Ceci a été rendu possible grâce aux travaux récents menés par les différentes sociétés. 

La crise sécuritaire et politico-institutionnelle qu’a connue le Mali depuis Janvier 2012 a fortement perturbé la recherche pétrolière. Certes certaines sociétés ont renoncé temporairement comme d’autres ont évoqué le cas de force majeure prévu dans les conventions pour suspendre les travaux. 

Toutes les sociétés ayant signé une convention avec le Gouvernement du Mali ont fait des travaux d’exploration sur leur bloc, conformément au programme des travaux échelonnés sur quatre ans. Comme signalé ci-dessus, les sociétés dont les conventions demeurent toujours ont toutes déclaré le cas de force majeure à l’exception de la société PETROMA qui a continué à travailler. Mais bien avant la crise, certaines de ces sociétés étaient à un point avancé de la recherche ainsi : 

Eni-SIPEX : sur les blocs 4 et 20 du bassin de Taoudenni étaient en phase de la réalisation de forage pour confirmer le potentiel (infracambrien et paléozoïque) pétrolier du Taoudenni; 
Héritage : sur les blocs 7 et 11 du graben de Gao était l’interprétation des données sismiques a confirmés des structures potentielles du secondaire ; 

Afex sur le bloc 13 a confirmé l’existence du graben crétacé du Nara et deux prospects possibles;
 
PETROMA : sur le bloc 25, après plusieurs études sur le gaz de Bourakébougou a fait une demande de permis d’exploitation qui lui a été octroyé. A nos jours, la société s’attelle à faire des travaux complémentaires pour l’évaluation des réserves et l’exploitation dudit gaz. 
Résultat des Travaux 
 
Tableau 1 : Volume et résultat des travaux
Bassins Nbre total de ligne
Gravi-Mag (Kml)
Nbre total de ligne
sismique (Kml)
Nbre de forage
d’exploration et
Profondeur (m)
Prospects
Taoudeni 333 510 par Eni,
Sipex, Mali
Petroleum en
 2005, 2006
et 2007
- 9500 2D par Eni/Sipex
entre 2009-2010 
- 8553 par Texaco et
 Exxon entre 1974-1981 
Yarba1 : 2294 en 1982  
Atouila1 : 2324 en 1985 
Infracambrien et
 Paléozoïque
 Basal
Tamesna Non disponible. 
CGG Veritas a fait
1956
 et ELF Aquitaine
en 1980 
664 réfraction et
 11 2D par la Sonarem
In Tamat1 : 1170 m
entre 1969-1970
Paléozoïque
Iullemeden Non disponible 562 réfraction et
 27 2D par la Sonarem
Tahabanat1 : 2011m
entre 1967-1968
Mésozoïque
Gao 26 138 par
Héritage/Mali
oil en 2008-2009
848 2D par Heritage
en 2011 790 par
Texaco et
 Murphy en 1974 
Ansongo1 :
1697m -en 1979
Mésozoïque et
Cénozoïque
Nara/Macina 18 458 par Selier
et Afex Global
268 en 2D par Afex
 Global en 2009
F1 : 2011 - en 2009 
F2 : 2431 - en 2009 
Mésozoïque  
Cénozoïque  
Tableau 2 : Système Pétrolier
Bassins Roches mères Roches Réservoirs
Pièges Géochimie/
Pétrophysique
Taoudeni argiles du Silurien
 et calcaires
à stromatolithes
 de l’Infracambrien
grès de l’Ordovicien
et calcaires à
stromatolithes
de l’Infracambrien
Structuraux et
Stratigraphiques
COT > 2,65 % 
Porosité 18% à 25% 
Tamesna Les argiles du Silurien
Grès de l’Ordovicien
et du Mésozoïque
Structuraux et
 Stratigraphiques
Porosité :
17% à 27% 
Perméabilité :
 15md à 465md           
Iullemeden Les argiles du Jurassique Grés du Jurassique
 (Aptien,Néocomien)
Structuraux et
 stratigraphiques
Porosité : 15 à 25%
Gao Crétacé Supérieur Continental
 Intercalaire
Structuraux et
stratigraphiques
0.35% COT,  
Porosité : 20-29% 
Pic S2>0.05% 
Types de Bassin
Le territoire malien compte Cinq (05) bassins sédimentaires qui sont : Taoudéni, Gao, Iullemeden, Tamesna et Nara. Les travaux réalisés, notamment ceux du BRGM, GEOTER et GETECH montrent qu’il existe un sous bassin dénommé Gourma auquel l’interprétation gravimétrique et magnétométrique montre une épaisseur des dépôts pouvant atteindre 10 000 m avec tout de même des zones métamorphiques.
 
Malgré une tectonique complexe, les bassins sédimentaires maliens sont classés en trois (03) types : 

• Bassins Intracratoniques : Taoudéni, Tamesna et les Iullemeden ; 

• Bassins de Rift : Fossé de Nara et Graben de Gao ; 

• Et bassin Syn-Orogénique : sous bassin de Gourma. 

• Les Bassins Intracratoniques 

L’évolution géologique de ces bassins est assez longue et complexe. Elle procède d’une succession d’épisodes tectoniques et volcaniques qui a pour conséquence une histoire thermique post-formation du pétrole assez chaotique et des processus de migration et d’accumulations difficiles à déchiffrer.
 
Pour appréhender la situation pétrolière de ce type de bassin, il faut cerner non seulement la genèse des hydrocarbures mais aussi leurs transformations et leurs conditions de préservation. 
Les données de forage des bassins de Taoudéni et de Tamesna montrent que les niveaux paléozoïques correspondent à une série sédimentaire de la plate-forme peu profonde. Quand au bassin des Iullemeden, le seul forage réalisé n’a traversé que les formations mésozoïques reposant directement sur le socle. 

Les Bassins de Rift 

Ces bassins se sont formés en un laps de temps géologique comparativement aux bassins intracratoniques. Leurs mécanismes tectoniques sont moins complexes d’où la présence de structures simples. 

Les séries sédimentaires sont généralement continentales et d’âges plus récents. L’étude de ces bassins nécessite à la fois la maîtrise des conditions de formation des hydrocarbures, mais aussi l’analyse des conditions de la richesse en matière organique et du degré de maturation. 

Bassin Syn. Orogénique 

Le Gourma s’est développé sur une croûte continentale normale et est doté d’une grande mobilité. Ce qui amène une situation tectonique polyphasée (transtension et transpression) dans l’échelle de temps géologique accompagné par des activités volcaniques.
 
Ce bassin à forte subsidence est rempli dans sa partie la plus profonde par une énorme épaisseur des dépôts sédimentaires (GETECH 2007). La présence des failles normales et inverses, les formations autochtones, parautochtones et allochtones laisse penser à des structures complexes qui nécessitent une étude détaillée pour mieux cerner le potentiel pétrolier de ce bassin.
 
BASSIN DE TAOUDENI 

• Contexte Géologique
  
Il est le plus vaste bassin sédimentaire onshore d’Afrique occidentale avec une superficie estimée à 1.500.000 km2 dont 800 000 km2 au Mali. Il s’étend hors du Mali au Niger, en Mauritanie, au Burkina Faso et en Algérie. Le bassin a la forme d’une cuvette dont le dépôt centre atteint plus de 6000 m d’épaisseur.  

Sa bordure méridionale est marquée par la dorsale de Léo et sa bordure septentrionale par la dorsale de Réguibat qui le sépare du bassin de Tindouf. Sa limite occidentale est constituée par la zone mobile d’âge hercynien des Mauritanides et sa bordure orientale est formée par l’Adrar des Iforas. 
 
Les sédiments du bassin sont essentiellement constitués de dépôts Infracambriens et paléozoïques largement recouverts de continental intercalaire et de dépôts récents alluviaux et dunaires. 

D’une manière générale, les sédimentations Infracambriennes et paléozoïques correspondent à des successions de cycles séparés par des épirogenèses parfois accompagnés d’épisodes de glaciations importantes. 

• Potentiels Pétroliers 

Il existe deux (2) prospects dans le bassin de Taoudeni, l’un est situé dans l’Infracambrien et l’autre dans le Paléozoïque. 

Les roches mères sont constituées par les black shale et les calcaires à stromatolithes de l’Infracambrien avec des valeurs en Carbone Organique Total (COT) supérieures à 2,65 % ainsi que les argiles de l’Ordovicien, du Silurien et du Dévonien avec des valeurs de COT supérieures à 1%. 

La plupart des roches mères sont supposées être dans la fenêtre à huile ou localement dans la fenêtre à gaz. Les Réservoirs sont formés par : 

• des grès du Dévonien et de l’Ordovicien (Formation de Chinguetti) ; 

• des calcaires karstiques et fracturés de l’Infracambrien Moyen; 

• des grès quartziques du Cambrien et de l’Infracambrien Supérieur et Inférieur.
 
Les roches couvertures sont assurées par les argiles intercalées au voisinage des réservoirs. 
Bassins de Tamesna et des Iullemeden 

• Contexte Géologique 

Les bassins de Tamesna et des Iullemeden sont génétiquement liés, puisqu’ils appartiennent tous à la vaste dépression de l’Azaouak. Leur individualisation est probablement antépaléozoïque. 

Ces bassins couvrent une superficie totale de 500 000 km2 répartis entre le Mali et le Niger dont 80 000 km2 au Mali. Le bassin de Tamesna couvre une superficie de 30 000 km2 et celui des Iullemeden est de 50 000 km2 sur le territoire malien. 

L’évolution la plus probable de ces bassins est la suivante : 

• Au Protérozoïque, du Nord au Sud la paléotopographie n’était pas très accusée, elle se présente sous la forme de deux dépressions séparées par un léger bombement qui occupait l’emplacement du futur môle de Tenekert. 

Au fur et à mesure, la surrection de ce haut va scinder cette région en deux unités synclinales. 

Cependant, au Paléozoïque la région va subir une inclinaison vers le Nord, ce qui suppose que c’est le sous bassin de Tamesna qui sera le réceptacle des dépôts paléozoïques alors que le sous bassin des Iullemeden ne pourra être coiffé, au mieux que d’une fine pellicule paléozoïque. 

• Au cours du Mésozoïque, il y’a eu inversion du bassin qui plonge, cette fois-ci vers le sud. S’y installe alors un processus inverse de dépôt, c’est au tour du sous bassin des Iullemeden de recevoir les dépôts mésozoïques alors que le Tamesna se trouve en situation plus haute. D’où la présence dans les Iullemeden d’une importante colonne mésozoïque et l’absence des termes paléozoïques qui ne sont pas déposés ou très vite érodés. 

Ce processus explique la faible épaisseur du Mésozoïque dans le sous bassin de Tamesna.
 
• Potentiel Pétroliers 

L’analogie avec les bassins sud algériens nous permet de considérer que c’est le bassin de Tamesna qui renferme de très bons objectifs pétroliers.
 
En effet, cette région est caractérisée par la présence des grés de l’Ordovicien dont les porosités vont de 9 à 27%, du Dévono-Carbonifère qui présente des faciès semblables à ceux des bassins pétroliers qui se trouvent au Nord et des grés de base du Mésozoïque qui offrent 17% de porosité. 

Ces grés de base du Mésozoïque rappellent ceux du Trias du bassin de Berkine en Algérie. C’est un objectif à cibler dans des zones où la couverture pourrait être assurée avec efficacité. 
Le problème de l’alimentation de tous ces réservoirs est assez délicat vu l’absence d’analyse géochimique conséquente : absence de mesure du COT, de paramètres thermiques etc. 
Cependant, ces mesures de teneurs en hydrocarbures recueillis au niveau du Silurien argileux lui confèrent des qualités de roche mère potentielle.

Une seule ombre subsiste dans ces détails, c’est la faible profondeur des sédiments qui ne peut qu’engendrer une faible maturation. 

Il faudrait une prospection pétrolière plus poussée afin d’envisager une alimentation qui ne serait pas in-situ mais plus lointaine par le processus de migration.
 
· Fossé de Nara-Macina 

Il y a très peu de données disponibles sur ce fossé qui couvre une superficie de 15 000 km2. 
L’absence des données sismiques, de forages et des affleurements conséquents fait de ce fossé inexploré une région quasi inconnue.

Les véritables données disponibles sont celles de la géophysique, notamment la gravimétrie initiée par CGG en 1957, l’aéromagnétisme en 1979 de la SNEA. L’interprétation combinée de ces méthodes géophysiques ont permis d’attribuer une image structurale d’un fossé d’effondrement dont les structures anciennes attribuées à l’orogénie Panafricaine sont de directions W-SW/E-NE. Les données aéromagnétiques montrent que la partie Sud-Ouest est la plus profonde et situent le socle entre 12 et 14 km de profondeur. 

L’interprétation des données photo-géologiques a mis en évidence un fossé d’effondrement de 300 km de long et 50 km de large qui est limitée par un système de failles d’orientation N-60. 
Bien que ne disposant pas assez d’informations sur ce fossé, l’AUREP a réalisé entre 2006 et 2007 des campagnes géologiques qui ont mis en évidence des roches mères avec une valeur de COT de 2,59% qui seraient probablement mésozoïques. 

L’existence des réservoirs aussi bien paléozoïques que mésozoïques est tout à fait plausible bien qu’on suppose l’existence des pièges stratigraphiques qui rendraient ce fossé plus perspectif. 
Le grand handicap de ce fossé est le manque de forages au cœur du depocentre supposé, pour confirmer ou infirmer les différentes hypothèses. 

· GRABEN de Gao
 
Le graben de Gao couvre une superficie de 15 000 km², sa situation enclavée le surimpose au détroit soudanais. Son image structurale actuelle est celle d’un demi-graben dont la partie Sud-Sud/Ouest est la plus profonde.

Ce graben est constitué de dépôts Crétacé Inférieur et Moyen d’origine continentale et Crétacé Supérieur marins qui sont en affleurements sur 30 à 60 km.
 
Le forage d’Ansongo-1 réalisé en 1979, mal implanté a atteint le socle à 1697m. Sa colonne litho-stratigraphique a permis tout de même d’avoir une idée globale du type de bassin. 
Le sondage a rencontré des sédiments du Crétacé de types fluviatiles composés de grés et d’argiles bariolées. 

En affleurement et dans les puits d’eau de la région, des grés, des argiles bariolées et des marnes ont été rencontrées. Ces faciès sont typiques d’un milieu de dépôts aérobiques ce qui explique leur faible teneurs en matière organique.
 
On peut donc supposer que les zones les plus profondes sont susceptibles de contenir des termes d’origine marine (Crétacé Sup) pouvant contenir de la matière organique.
 
Du point de vue structurale, l’interprétation des données sismiques montre une discontinuité du réflecteur donc difficile à corréler. Le seul réflecteur majeur a été rencontré dans le forage d’Ansongo-1 à 1645 m à moindre degré et attribué à l’Aptien.
 
L’architecture du graben ne peut de ce fait, être décortiquée car l’ancienneté de la sismique et le mode d’acquisition ne permettent pas l’identification des phases de déformation des principaux trends structuraux de même que l’évolution des phases de déformation et la recherche de différents types de pièges existant dans la région. 

· Sous Bassin de Gourma 

Le sous bassin de Gourma couvre une superficie de 30000 km2 et mesure entre 15 et 100 km de large sur plus de 400 km de long.

Il appartient à un ensemble de bassins Mésozoïques développés le long de la suture orientale Panafricaine du Craton Ouest Africain (COA). Il est bordé au NE par la chaîne de l’Adrar des Iforas, au SW par la chaîne de plis et chevauchements du Gourma et enfin il est relié au bassin des Iullummeden au Sud et Tanezrouft au Nord. Ce sous bassin est rempli de dépôts sédimentaires paléozoïques et mésozoïques et seules les données de géophysique et de forage permettront d’obtenir une image de la géométrie des ensembles tertiaires et quaternaires déposés dans cette fosse. 

Le sous bassin du Gourma proprement dit se distingue du reste de bassin de Taoudéni par une très forte subsidence (Trompette 1973). Cinq (05) domaines structuraux ont été identifiés avec leur stratigraphie, plusieurs auteurs, en accord avec les données gravimétriques, estiment une épaisseur de dépôts sédimentaires à plus de 10 000 m, un trait caractéristique classique des bassins syn. orogéniques d’avant-chaîne. Le magmatisme liasique se traduit par la présence de filons de dolerites de direction ENE-WSW, dont quelques-uns affleurent au Sud-Est de Douentza. La partie non métamorphique du groupe occupe le centre, le Sud et l’Ouest du Gourma. Il s’agit d’un complexe sédimentaire fluviatile et marin de constitution extrêmement variée (grès fins, moyens, quartziques et de roches carbonatées).
 
Cette partie (le domaine 1) doit être le centre d’intérêt de l’exploration pétrolière .