• La base de données disponible à présent, a permis l’identification des roches mères suivantes :

    Paléozoïque

    Les formations riches en matières organiques de l’Ordovicien, du Silurien et du Dévonien sont caractérisées par des matières organiques sapropéliques (Kérogène de Type II). Par endroits, ces matières organiques deviennent lipidiques (Kérogène de type I). Ces formations sont présentes dans plusieurs bassins marocains et constituent généralement la continuité de celles rencontrées en Algérie et en Afrique du Nord. La roche mère silurienne, avec des valeurs de TOC allant jusqu’à 12% dans les bassins de Tadla et de Zag, constitue la principale roche mère paléozoïque bien que les séquences ordoviciennes et dévoniennes, présentent également des niveaux de roches mères intéressants avec des valeurs de TOC atteignant 4% au niveau dudit bassin.

    La matière organique du Carbonifère est cependant à prédominance humique (Kérogène de type III). Dans les bassins des Hauts Plateaux et de Tadla, les formations du Viséen et du Namurien contiennent des intervalles argileux riches en matière organique humique avec des valeurs de TOC atteignant 1.5%. Dans les Hauts Plateaux à l’Est et la vallée d’Argana à l’Ouest, les roches mères du Westphalien et du Stéphano-Autunien montrent fréquemment des niveaux charbonneux (houilleux) et ligniteux avec des valeurs de TOC supérieures à 30%. Des échantillons d’huile (huiles de gisements et d’indices) rencontrées dans les bassins de Prérif (champ de Tselfat), de Doukkala, de Tadla et d’Essaouira ont été analysés et interprétés comme des hydrocarbures générés à partir des roches mères paléozoïques.

    Trias

    Dans les bassins côtiers atlantiques, la sédimentation synrift, au niveau des grabens et demi-grabens pourrait renfermer d’excellentes roches mères lacustres (Kérogène de type I). Dans le bassin de Doukkala, ces roches mères ont été rencontrées avec des valeurs de TOC allant jusqu’à 1.00%.

    Jurassique

    Les études géochimiques récentes montrent que les bassins du Rif-Prérif, du Moyen Atlas et du Haut Atlas contiennent, au niveau du Jurassique inférieur (Lias), des roches mères riches en matière organique amorphe de type II, avec des valeurs de TOC atteignant 10%. Ces roches mères sont généralement dans la fenêtre à huile et ont généré de l’huile dans le Prérif et sont à l’origine de plusieurs suintements dans le Prérif et le Moyen Atlas.

    Le caractère pétroligène de cette roche mère jurassique pourrait avoir une grande extension. En effet, l’huile produite au niveau du champ de Sidi Rhalem, situé dans le bassin d’Essaouira, a été générée par les roches mères de l’Oxfordien (TOC allant jusqu’à 4%) et l’huile rencontrée dans la structure du Cap Juby, dans le bassin de Tarfaya, est probablement d’origine jurassique. Dans le bassin de Tarfaya-Laayoune-Dakhla, La roche mère du Jurassique inférieur et moyen montre aussi des valeurs de TOC allant de 1.47 à 2.49%.

    Crétacé

    Les facies organiques marins de l’Aptien, Albien et Cénomano – Turonien, sont de loin les séquences les plus riches en matière organique avec un TOC atteignant les 20%. Ces faciès sont largement répartis dans les bassins sédimentaires marocains. Si les conditions d’enfouissement sont optimales, les roches argileuses et marneuses du Crétacé pourraient constituer d’excellentes roches méres. Les études récentes confirment ce potentiel au niveau des bassins du Rif, de Tadla, et bien sûr dans les bassins atlantiques marocains.

    Neogene

    Les formations crétacées marines d’âge Aptien-Albien et Cénomano-Turonien sont, et de loin, les plus riches en matière organique avec des TOC allant jusqu’à 20%. Ces roches mères sont présentes dans la plupart des bassins sédimentaires marocains et pourraient, avec un enfouissement adéquat, générer des hydrocarbures. Les études récentes témoignent de la bonne qualité de ces roches mères notamment dans les bassins du Rif-Prérif, de Tadla et de l’offshore atlantique.

  • Plusieurs intervalles réservoirs, de différents âges, ont été mis en évidence par les forages dans les séries sédimentaires allant du Paléozoïque au Tertiaire.

    Paléozoïque

    Au sein des séries carbonifères, la plupart des réservoirs ont été rencontrés au niveau du Westphalien, du Namurien et du Viséen. Ceci dans les bassins des Haut-Plateaux, de Missour et le bassin de Zag-Bas Draa. Ces niveaux sont généralement deltaïques à turbiditiques et représentés par des formations siliciclastiques. Les valeurs de porosité sont voisines de 11% et peuvent atteindre 15% notamment dans le bassin de Missour et de Zag-Bas Draa. Des réservoirs carbonatés du Viséen et du Dévonien (Récifs) sont également connus dans les bassins des Haut-Plateaux, de Tadla, de Doukkala, de Boudnib et de Zag-Bas Draa. Les porosités des réservoirs gréseux et conglomératiques pourraient être améliorées par les fractures, en particulier dans les bassins de Tadla et de Zag-Bas Draa.

    Trias

    Les grès et les conglomérats triasiques sont présents dans la plupart des bassins sédimentaires mésozoïques. Ils ont été généralement déposés dans des environnements fluviatiles et deltaïques. Les porosités moyennes sont de l’ordre de 10% dans les bassins de Tadla et les Haut-Plateaux et pourraient atteindre 15% dans le bassin de Doukkala et 22% dans le bassin d’Essaouira.

    Jurassique

    Plusieurs types de réservoirs ont été connus dans la série jurassique. Il s’agit de :
    -Récifs du bassin de Missour, avec une porosité allant jusqu’à 10% ;

    -Carbonates du bassin de Tarfaya-Laayoune ;

    -Dolomies sableuses et carbonates du Callovo-Oxfordien dans le bassin d’Essaouira, avec une porosité variant entre 5 et 20% ;

    -Grès arkosiques du Jurassique moyen de la zone de Haricha avec une porosité allant jusqu’à 30% ;

    -Grès du Jurassique moyen dans le bassin de Tadla (porosité allant jusqu’à 10%) ;

    -Carbonates du Jurassique inférieur dans le bassin de Guercif, récifs dans le bassin des Haut-Plateaux, calcaires oolitiques de Tselfat et grés grossiers de Sidi Filli. Les valeurs de porosités du Jurassique inférieur se situent entre 10 et 30%.

    Crétacé

    Crétacé Les réservoirs d’âge Crétacé supérieur ont été rencontrés dans le bassin de Tadla. Ils incluent les carbonates du Cénomanien-Turonien et les grés du Sénonien, avec des porosités voisines de 10%. Des intervalles avec des porosités comprises entre 10 et 30%, ont été rencontrés dans les formations d’âge crétacé dans le bassin de Tarfaya-Laayoune.

    Néogène

    Au niveau des bassins onshores, la séquence néogène montre des intervalles réservoirs avec de bonnes caractéristiques pétro-physiques, il s’agit de:

    -Grès d’âge Oligocène dans le domaine du Rif, avec des porosités variant entre 15 et 20% ;

    -Grès d’âge Miocène dans le bassin du Gharb, avec des porosités pouvant atteindre 30% ;

    -Grès turbiditiques dans le Méso-Rif avec des valeurs de porosité atteignant 17% ;

    -Grès et conglomérats infra et supra nappe pré-rifaine, avec des porosités variant entre 8 et 20%.

  • Des couvertures étanches ont été déposées dans les différents bassins sédimentaires marocains. Elles sont représentées par:

    -des argiles et des marnes du Tertiaire; des argiles, des marnes et par endroits, du sel et des anhydrites du Crétacé;

    -des argiles, des anhydrites et du sel du Jurassique ;

    -d’épaisses formations argileuses et salifères du Trias. Cette couverture est la plus adéquate pour tous les réservoirs situés sous le sel et représente ainsi le concept de "sub-salt reservoirs";

    -Des intervalles argileux du Paléozoïque pourraient jouer le rôle de couverture pour les réservoirs infra-paléozoïques.