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Micropaléontologie et géochimie organique du bassin côtier congolais au Crétacé supérieur : paléoécologie des foraminifères, espèces et associations indicatrices des paléoenvironnements des roches mères pétrolièresMbani, Jean-Nazaire 13 March 2008 (has links) (PDF)
Une approche intégrant les données diagraphiques, lithologiques, micropaléontologiques, géochimiques organiques globales et statistiques a été menée sur les échantillons provenant de 6 forages pétroliers implantés en domaines de plate-forme, intermédiaire et de talus du Bassin côtier congolais. Elle a permis de redéfinir la stratigraphie du transect étudié, d'appréhender la distribution spatio-temporelle de la matière organique au cours du Crétacé supérieur, d'apporter les informations sur les préférences paléoécologiques de taxons de foraminifères benthiques et de décrypter des espèces indicatrices des paléoenvironnements eutrophiques et dysoxiques. Les microfaunes étudiées sont classées en quatre sous-ordres : Textulariina, Lagenina, Globigerinina et Rotaliina. L'analyse de la distribution verticale des principaux foraminifères planctoniques et benthiques a révélé les niveaux du Turonien supérieur, du Coniacien, du Santonien, du Campanien, du Maastrichtien, du Paléocène et de l'Eocène. L'application des concepts de la stratigraphie séquentielle à partir des diagraphies, a permis de préciser dans certains puits, les passages Turonien-Coniacien, Santonien- Campanien, Campanien-Maastrichtien et de résoudre les problèmes de datations rencontrées dans les zones bathyales pauvres ou dépourvues de foraminifères planctoniques. Les résultats du découpage séquentiel de la Formation des Marnes de Madingo inférieures, d'âge Coniacien-Maastrichtien, peuvent être ajustés, avec aisance à la charte actuellement en vigueur à l'échelle de l'Europe du Nord Ouest (Hardenbol et al., 1998). La caractérisation de la matière organique par pyrolyse Rock-Eval dans les 6 sondages a indiqué son origine marine, ses bonnes à excellentes qualités pétroligènes, et son immaturité. Du Turonien supérieur au Maastrichtien, les valeurs les plus élevées du carbone organique total et des composés hydrocarbonés ont été localisées sur la plate-forme et le talus supérieur, dans les faciès marneux. Corrélativement les faibles diversités et les très fortes dominances fauniques y sont distinguées. Ces données suggèrent l'existence des phénomènes ''d'upwelling'' avec des conditions dysoxiques-anoxiques sur le fond marin. Pour analyser la distribution spatiale des espèces à partir des données d'abondances relatives des foraminifères benthiques identifiés, la méthode statistique d'analyse détendancée de correspondances (ADC) a été utilisée. La méthode d'analyse canonique de correspondances (ACC) a permis d'évaluer les relations entre la distribution des espèces et les variables environnementales quantitatives et nominales considérées. L'analyse montre que, dans la dynamique des peuplements benthiques, le long d'un gradient bathymétrique, du Coniacien au Maastrichtien inférieur, le paramètre limitant, serait la teneur en oxygène dissous. L'ACC identifie: d'une part Gabonita elongata, Gabonita parva, G. multituberculata, Gavelinella gr. dakotensis, Gavelinella sp. G, Gabonita sp. aff. distorta irregularis, G. distorta, G. spinosa comme espèces d'environnement "peu profond", eutrophique et de dysoxie sévère, d'autre part Praebulimina prolixa longa, et Neobulimina subregularis, comme espèces d'environnnement "intermédiaire", eutrophique à mésotrophique et de dysoxie modérée. Et enfin Gyroidinoides gr. nitidus, Gyroidinoides subangulatus, Conorotalites michelinianus, Buliminella quadrilobata, Buliminella gabonica altispira, comme espèces d'environnement "profond", mésotrophique à oligotrophique, et oxique. Les Gabonita elongata, G. multituberculata, G. spinosa, G. distorta, G. lata et Gavelinella gr. dakotensis, en raison de leur préférence des milieux à MO riche en IH, ainsi à potentiel pétrolier (S2) très élevé, apparaissent comme des taxons indicateurs des environnements potentiels de roches mères d'excellente qualité pétroligène.
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