Dans ce contexte, la session technique intitulée « Architecture du bassin et potentiel souterrain », qui se tiendra lors de la prochaine conférence et salon MSGBC Oil, gas & Power 2026 à Dakar, examinera comment les zones émergentes prometteuses, les analogies avec la marge atlantique et les technologies souterraines de pointe convergent pour ouvrir la voie à la prochaine phase d'exploration du bassin.

Les nouveaux pôles de croissance définissent le prochain cycle de croissance du bassin

La Mauritanie et le Sénégal, avec leurs gisements en eaux ultra-profondes, restent au cœur du bassin, grâce notamment au projet GTA, exploité par bp et Kosmos Energy, qui a produit son premier gaz en décembre 2024 et exporté 18 cargaisons de GNL en 2025.

À proximité, le gisement de Sangomar, exploité par Woodside Energy, a produit 36,1 millions de barils en 2025 ; la phase 2 prévoit la mise en service d'environ 33 puits sous-marins supplémentaires raccordés à un FPSO d'une capacité de 100 000 barils par jour, ce qui permettra d'étendre la capacité de production à son niveau maximal.

La dynamique d'exploration s'oriente désormais vers le sud : Chevron assure la direction des opérations dans les blocs 5B et 6B de Guinée-Bissau, tandis que plusieurs sociétés cherchent à s'associer aux blocs A2 et A5 de Gambie, où les ressources potentielles sont estimées à près de 1,2 milliard de barils.

Les analogies avec la marge atlantique renforcent la fiabilité des données géologiques

Les stratégies d'exploration s'appuient de plus en plus sur des analogies éprouvées dans l'Atlantique. Les turbidites en eaux profondes du Crétacé du MSGBC présentent des similitudes avec les découvertes faites en Guyane et au Suriname, telles que Liza et Whiptail, avec notamment des systèmes de cônes alluviaux au pied du talus et des intervalles de roches mères prolifiques datant du Cénomanien et du Turonien.

La zone carbonatée de 550 km située au bord du paléoplat-forme, qui s'étend au sud du champ de Sangomar au Sénégal, présente des similitudes avec les systèmes pré-salifères du bassin de Santos au Brésil, où les plateformes carbonatées adjacentes à des sources de gaz profondes offrent une excellente qualité de réservoir et une grande efficacité de piégeage structurel.

Parmi les autres similitudes, on peut citer les coupures de cônes alluviaux de type « Jubilee » datant du Crétacé moyen au Ghana et dans le Demerara High au Suriname, qui permettent aux opérateurs de cartographier la répartition des réservoirs, l'intégrité des pièges et les voies de migration sur les zones non forées du MSGBC avec une plus grande fiabilité prévisionnelle.

La technologie et l'intégration des données redéfinissent les risques de pointe

Le traitement sismique avancé améliore considérablement l'imagerie du sous-sol dans les environnements complexes riches en sel et en gaz. L'inversion de forme d'onde complète corrige les distorsions de vitesse, tandis que la tomographie par isotropie transversale inclinée – utilisée dans des ensembles de données tels que le levé 3D Jaan de TGS – fournit des modèles de profondeur de haute fidélité.

L'inversion « amplitude contre décalage » et la modélisation intégrée des systèmes pétroliers en 3D combinent désormais les données sismiques, l'historique thermique et les données géochimiques, ce qui permet de confirmer l'activité des zones de production du Jurassique et du Crétacé moyen et de mettre en corrélation la formation des pièges avec le calendrier de migration des hydrocarbures.

Les opérateurs réduisent encore davantage les risques grâce à la cartographie des fonds marins par système multifaisceaux, à la validation SeaSeep et à des « méga-fusions » de données sismiques régionales couvrant plus de 100 000 km². Associées à des modèles stratégiques de participation aux projets, ces approches permettent une entrée rentable sur des zones d'exploration en eaux ultra-profondes à fort potentiel.

Au final, ces avancées convergent vers la session technique intitulée « Architecture des bassins et potentiel souterrain » du salon MSGBC Oil, Gas & Power 2026, où opérateurs, géoscientifiques et financiers se réuniront pour évaluer comment les analogies intégrées, les innovations sismiques et les stratégies de réduction des risques par étapes redéfinissent les décisions d'investissement. La session mettra l'accent sur la manière dont l'interprétation de l'architecture à l'échelle du bassin, associée à l'imagerie de nouvelle génération et à la modélisation des systèmes pétroliers, permet une transition plus sûre des zones frontalières vers des prospects prêts à être forés sur l'ensemble de la marge du MSGBC.

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