Corrélations des puits et analyses des paramètres pétrophysiques

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Cadre géologique de la zone d’étude

L’exploration du bloc Casamance-Bissau a démarré en 1966. La zone d’étude se trouve sous une profondeur d’eau qui peut atteindre 100m (Grand Large Ouest). Au total trente-huit puits ont été forés dans la zone, avec des profondeurs totales pouvant aller jusqu’à 3000 ou 4000m dans l’Aptien ou le Néocomien.

La tectonique

Après l’ouverture du rift, les failles transverses de la croûte font basculer les formations du socle paléozoïque et protérozoïque jusqu’au fond du graben. Les failles transverses affectent le rift sénégalais ainsi deux grands compartiments s’individualisent : le compartiment de Dakar et celui de la Casamance.
Le compartiment de la Casamance qui s’étend de la latitude 13°N jusqu’en Guinée. Il se caractérise par un style tectonique halocinétique en relation avec un puissant dépôt de sel avec formation de diapirs qui traversent près de 10000m de série sédimentaire. Des accidents secondaires transverses, toujours de la phase syn-rift, découpent le compartiment de la Casamance en sous-compartiments. Ainsi, on note l’existence d’une chaîne de horsts et de grabens. Dans le graben interne oriental se développe le dépôt-centre du bassin de la Casamance ; dans le graben central occidental s’effectue l’ouverture de l’Océan Atlantique.
Le jeu des failles pendant le Crétacé Supérieur et le Tertiaire Inférieur a aussi influencé le développement structural de la région. En effet la charge sédimentaire au centre du bassin a provoqué un mouvement du sel triasique à partir du Sénonien et peut-être dans un premier stade du Cénomanien.
Dans l’extrême Sud, à la frontière de la Guinée Bissau l’halocinèse démarre plus tôt à l’Albo-Aptien.
Dans la zone de subsidence du ‘’dépôt-centre’’ l’halocinèse prend rapidement de l’ampleur, créant plus d’une dizaine de diapirs. Dans la zone d’étude, il existe une dizaine de diapirs de sel dénommés du Nord au Sud JANUS, EOLE, CIRCE, BOREE,HERA, ARES, DANAE, IRIS, FLORE et GEA (Figure 5).
Ces diapirs alignés Nord-Sud suivent l’axe d’ouverture de l’Océan Atlantique.

Stratigraphie

La zone d’étude est caractérisée par des sédiments carbonatés du Tertiaire et des sédiments détritiques du Crétacé (Figure 6). Le rapport sur l’interprétation du bassin de la Casamance par PETRO-CANADA International (17 janvier 1985), donne la succession lithologique suivante :
• Le Jurassique
Les roches les plus profondes qui peuvent être liées à la production et au piégeage des hydrocarbures dans le sous bassin de Casamance-Bissau font partie du Jurassique. En effet, le puits le plus proche qui ayant traversé le Jurassique est Dakar Marine-2 (DKM-2) qui se trouve à 50km au Sud de la péninsule de Dakar. Il s’agit de calcaires micritiques comportant des traces de dolomie.
Le Jurassique devrait se trouver à une très grande profondeur dans le bloc Casamance-Bissau. Le puits Kafountine-1 foré sur la côte à environ 50m à l’Est de la zone d’étude, a traversé 3000m de sédiments du Crétacé Inférieur sans atteindre le Jurassique.
• L’Aptien
Dans la partie centrale de l’Offshore entre Rufisque et la structure de Grand Large, existent des faciès plus carbonatés constitués de calcaires argilo-sableux à intercalations de marnes et parfois de dolomies. Dans la partie extrême Sud-Ouest de la Casamance maritime pourrait exister un faciès exclusivement argileux avec des passées de calcaires argileux et parfois oolitiques riches en fragments de coquillage. Ces faciès calcaires sembleraient indiquer dans la zone d’étude, un milieu de dépôt très peu profond « intertidal » et peut-être « supratidal » où des passées anhydritiques présentes indiquent un milieu évaporitique (sebkha).
L’Aptien est traversé par les puits CM-4, CM-1, CM-10, WLF-1 en offshore et Kafountine-1 en onshore.
• L’Albien
Dans le sous bassin de Casamance-Bissau, les faciès continentaux à l’Est s’enrichissent progressivement en calcaires. Quelques-uns de ces calcaires passent, encore plus à l’Ouest dans la zone de Grand Large, à des grès calcaires, tandis que vers le Sud (CM-10) un passage latéral conduit à des argiles pélagiques grise noires à brunes. On note également dans tout cet ensemble des passées sableuses ; plus abondantes dans la zone de Grand Large et en général au toit de la formation. Ces faits témoignent du caractère néritique de la plate-forme à haute énergie au Nord de la zone d’étude en opposition au caractère pélagique au Sud.
L’Albien a été traversé dans la zone d’étude par les puits CM-1, CM-4, WLF-1 et les puits CM-2 et CM-7 qui ont atteint leur profondeur totale à l’Albien.
• Le Cénomanien
Le Cénomanien présente généralement un caractère plus marin que l’Albien dans le bassin sénégalais. Dans la zone d’étude, on se trouve en présence d’une alternance de calcaires, d’argiles et en moindre proportion de grès à grains fins. Les calcaires sont argileux et parfois micritiques, sparitiques, ou bitumeux et les argiles de couleur gris foncé. Vers l’Ouest (dans la zone de Grand Large) où subsiste le plateau albien, un enrichissement en sédiments détritiques se produit avec des grès à grains fins et des calcaires gréseux. Cependant vers le Sud-Ouest, on note une diminution des sédiments détritiques accompagnée d’un intéressant changement latéral de faciès.
Ce qui permet de distinguer :
-Une partie supérieure du Cénomanien presque exclusivement argilo-marneux, à argiles gris foncé et marnes brunes bitumineuses ; qui sont déposées dans des conditions de faible énergie, peu clastiques dans des environnements d’eau profonde.
-Une partie inférieure du Cénomanien qui témoigne d’une diminution progressive du niveau marin (colonne d’eau devenant moins épaisse), dans des environnements plus énergétiques qui ont permis un dépôt de calcaires.
• Le Turonien
Le Turonien se présente de manière très uniforme dans le bassin sénégalais. Dans la zone d’étude, le Turonien se compose presque exclusivement d’argiles gris-noires, feuilletées généralement très riches en matières organiques. Vers le Sud-Ouest de la zone d’étude, on a des intercalations marneuses noires toujours riches en matière organique arrivant même à devenir exclusivement marneuses. Le caractère pélagique des faciès et leur uniformité suggèrent un milieu de dépôt profond. Ces argiles sont bien préservées sur l’ensemble du plateau continental, mais elles ont été érodées sur le talus par la discordance du Sénonien inférieur.
• Le Sénonien Inférieur
Une phase régressive majeure marque le début du Sénonien (progradation de la marge continentale) avec une réapparition de dépôts marins.
Le Sénonien Inférieur présente comme le Cénomanien des faciès très variés entre le Nord et le Sud. Dans le Nord, les grès sont prédominants ; dans le Sud les schistes prédominent. Entre ces deux faciès, il existe un faciès intermédiaire formé comme dans le premier de sables et de grès calcaires mais comprenant en plus des intercalations d’argiles feuilletées grises et des passées locales de calcaires marneux ou sableux. Le Sénonien Inférieur présente une discordance régionale, cette discordance est plus marquée au niveau des puits Grand Large Ouest-1 et Wolof-1.
• Le Campanien
Le Campanien est essentiellement argileux. Au Nord, de petites quantités de grès et de calcaires apparaissent à la partie inférieure du Campanien. Le sable est réparti d’Est en Ouest. Cet aspect contraste avec l’orientation Nord-Sud observée dans les sédiments du Cénomanien et de l’Albien. La puissance sédimentaire varie entre 200 et 300m. Le caractère pélagique de cette série argileuse indiquerait un milieu de dépôt de mer profonde.
• Le Maastrichtien
Les sédiments maastrichtiens sont des dépôts régressifs présentant une augmentation de la fraction clastique grossière vers la partie supérieure. La mise en place s’est faite selon l’orientation Est-Ouest. On y trouve plus de 100m de sable et de grès peu consolidé dans la partie Est de la zone d’étude. L’épaisseur des grés s’amincit vers l’Ouest et présente une texture plus fine et plus argileuse. Les grès maastrichtiens sont généralement de qualité uniforme avec des grains de quartz arrondis.
L’épaisseur du Maastrichtien atteint plus de 500m à CM-4. On note un changement latéral de faciès du Maastrichtien qui passe d’un facies gréseux à l’Est (Casamance Maritime-2) à des calcaires à l’Ouest (Grand Large Ouest-1).
• Le Paléocène
Le Paléocène débute dans la zone d’étude par des calcaires marneux à l’Ouest (Wolof-1) qui passent à un faciès marno-argileux au caractère plus marin et plus profond à l’Est (CM-2). Dans le puits Grand Large-1 le Paléocène a été traversé à 603m.
• L’Eocène
Les faciès de l’Eocène Inférieur sont généralement uniformes, composés de marnes et plus ou moins argileuses, avec des passées de calcaires marneux parfois dolomitiques dénotant un faciès pélagique.
Les faciès de l’Eocène Moyen et Supérieur sont représentés par un ensemble fortement calcaire (calcaires sparitiques et calcaires marneux) avec de nombreux bancs d’argile et de sable. Dans la zone d’étude on note un caractère récifal très net (Kaf-1, CM-1 et CM-2) avec présence d’importants calcaires construits dont la puissance est de 240m environ.
• L’Oligocène
Les faciès sont sublittoraux à récifaux, composés de calcaires vacuolaires sparitiques, parfois lumachelliques à algues. Vers le Sud, les faciès se montrent plus pélagiques présentant d’abondantes intercalations marneuses. Sur le diapir de Dôme Flore, l’Oligocène est représenté par une foraminiferite peu ou mal consolidée qui passe très vite à une foraminiferite consolidée. La puissance maximum traversée est de 134m à CM-4 et un minimum de 12m à Gea-1bis.
• Le Miocène
Il a été atteint par l’ensemble des puits réalisés dans la zone avec une puissance qui peut atteindre 350m (CM-1). La série du Miocène Inférieur commence par des dépôts d’argiles à intercalations de calcaires coquilliers généralement surmontés de sables à grains fins à moyens. Ces dépôts sont couverts à leur tour par des argiles à lignite dans un faciès où les dépôts marins et continentaux alternent. La tendance marine s’accentue vers le Sud-ouest ; elle est marquée par la microfaune et les grès glauconieux.
Le Miocène moyen surmonte la série détritique citée en haut. Il est caractérisé par un ensemble de calcaires vacuolaires biosparitiques, sublittoraux à grands foraminifères, parfois argilo-sableux. La puissance sédimentaire varie entre 50 et 100m. Cet ensemble caractérise un passage à des conditions marines, d’eaux agitées et peu profondes.

Historique de l’exploration dans le sous bassin Casamance-Bissau

L’exploration pétrolière dans les blocs Sénégal Offshore Sud et Dôme Flore a commencé en 1966 avec la Compagnie des Pétroles Total Afrique Ouest (COPETAO).
Au total 25 puits d’exploration y ont été forés dont 16 pour la prospection du soufre. D’après les rapports de fin de sondage des puits (voir références bibliographiques) une brève présentation des puits du secteur a été faite.
Le puits Casamance Maritime-1 (CM-1) est le premier forage effectué en 1966 dans l’offshore Sud du Sénégal par la COPETAO. Le forage a été implanté près du toit d’une structure assez calme et de grande surface observée sur la sismique. D’après les résultats pétroliers, les qualités de réservoirs du Tertiaire s’améliorent d’Est en Ouest. Le Tertiaire n’a malheureusement pas de couverture valable à CM-1, mais on peut espérer une apparition de cette couverture vers le Sud-ouest, direction dans laquelle la sismique montre un épaississement très net de la série tertiaire. Ce forage est suivi par trois autres : CM-2, CM-3 et CM-4, effectués par la COPETAO.
Le puits Casamance Maritime-2 (CM-2) a été foré dans la zone des diapirs, elle est entourée par trois diapirs proches (moins de 7Km). La zone peut former un excellent piège à hydrocarbures du fait de sa formation progressive.
De nombreux indices d’hydrocarbures ont été observés au cours du forage de CM-2 contrairement au forage de CM-1.
Le forage Casamance Maritime-3 (CM-3) implanté au toit de l’anomalie gravimétrique et sismique du dôme B, avait pour but la reconnaissance (minéralisations, réservoirs, accumulation d’hydrocarbures) du cap-rock de ce dôme. L’objectif premier de ce puits est la recherche de sulfure.
Aucun indice, réservoir, ou minéralisation n’a été rencontré dans le cap-rock, ni à fortiori dans le dôme, malgré les 22 carottes prises en continue de 105 à 380m.
Le forage Casamance Maritime-4 (CM-4) a été implanté dans le Nord-Ouest du bloc Sénégal offshore Sud, à environ 1,5 à 2Km du diapir Janus (Dôme J) sur son flanc Ouest. Cet emplacement a été choisi en raison de sa position structurale haute vis-à-vis de la structure de Grand Large, de la proximité du Dôme J.
L’objectif de ce puits est son caractère d’un puits de flanc, la nécessité de connaître la stratigraphie dans le Nord-Ouest du permis et la possibilité de profiter d’un développement des réservoirs dû à la montée du dôme.
On considère dans le forage CM-4 que les hydrocarbures ont pu migrer directement de zones plus profondes à la faveur des failles entourant le dôme J. Les hydrocarbures piégés autour du dôme peuvent être du gaz ou une huile extrêmement légère qui aura fort bien pu ne pas laisser de traces, et que les hydrocarbures n’ont pas obligatoirement migré vers CM-4, en imaginant par exemple une migration venant du Nord.
Le dernier puits foré par la COPETAO dans le bloc Sénégal Offshore Sud est CM-8. Il a été implanté dans le Nord-Ouest du permis Casamance Maritime détenu conjointement par COPETAO et Casamance Petroleum Company (CPC). L’emplacement prévu était situé à 2,5Km au Nord-Nord-est du forage CM-4 de COPETAO et devrait être implanté à 900m du surplomb Ouest du Dôme J, mais une erreur dans le procédé de radio localisation a placé le forage à 3,200Km au Nord-est du forage CM-4. Aucun réservoir intéressant n’a été traversé. Toutefois les sables de la base du Maastrichtien ont retenu un peu l’attention mais ils sont très argileux et calcaires.
Aucun indice d’hydrocarbures liquide, gazeux (sauf de microtraces de méthane dans les 1000 premiers mètres) n’a été rencontré
Plus vers le Nord du bloc, le puits Grand Large Ouest-1 (GLW-1) est foré en 1975 par SHELL. L’emplacement du forage a été choisi au sommet d’une structure allongée d’axe Nord-Sud à la limite de la plateforme continentale du Crétacé Inférieur à Moyen. Les réservoirs gréseux connus à l’Est de CM-4 constituaient l’objectif de ce forage. Il y a une faible fluorescence verdâtre qui a été observée sur l’intervalle 2647m à 2692m et des micros gouttes d’huiles ont été obtenues après traitement à l’acide chlorhydrique de déblais de grès très fins provenant de l’intervalle 2635 à 2690m. Des traces de méthane ont été aussi observées dans la boue pendant le forage.
Le puits Wolof-1 a été foré 1992 par UNOCAL (Union Oil of California) à la partie Nord-Ouest du bloc Sénégal Offshore Sud. Il se situe à 10Km du puits CM-4 à une profondeur d’eau allant jusqu’à 53m. Le principal objectif du puits WLF-1 est d’évaluer le potentiel pétrolier des réservoirs du Crétacé. Aucun indice d’hydrocarbures n’a été rencontré dans le puits WLF-1.
Le puits Diola-1 est le dernier foré dans la partie ouest de la zone d’étude. Il a été foré en 1993 par UNOCAL à 42m de profondeur d’eau. Le but de ce puits est l’étude des réservoirs gréseux du Cénomanien ; aucun indice d’hydrocarbures n’a été rencontré.
Le puits Kafountine-1, foré en janvier 1982, avait pour objectif la reconnaissance du potentiel pétrolier des séries anté-turoniennes. Les résultats de KAF-1 s’inscrivent dans le schéma général de la Casamance à savoir un approfondissement et un épaississement progressifs des formations d’Est en Ouest. Des traces de gaz associées aux argiles noires du Sénonien et du Turonien ont été observées dans le puits KAF-1.
Le puits Casamance Maritime-7 (CM-7) a été foré en août 1967 par COPETAO sur le flanc Nord-est du Dôme Flore. L’emplacement initial a été prévu à 700m de CM-5, mais les difficultés techniques lors du déplacement de la plateforme ont nécessité sa mise en place à 900m au NNE en s’éloignant du Dôme.
Le but de ce forage était la reconnaissance stratigraphique et pétrolière du Crétacé, l’étude structurale de la partie Nord -Est du Dôme Flore et la forme du Dôme à l’aide de la sismique. Des indices d’huiles et de gaz ont été rencontrés dans le puits CM-7.
Le puits Casamance Maritime-10 (CM-10) a été foré en 1970 par Total Texas Gulf. Le forage a été implanté dans le Sud-ouest du permis Sénégal Offshore Sud profond, à 31km de CM-7. Le but du forage est la recherche d’hydrocarbures dans les réservoirs maastrichtiens productifs à SF-4 et la recherche du développement éventuel des réservoirs albiens de CM-4 qui ont montré des indices à CM-7.
Le puits Baobab-1(BAO-1) a été foré en mai 1996. C’est l’avant dernier forage dans la zone d’étude. Il a été implanté au flanc Nord-est du Dôme GEA. L’objectif premier de ce forage est de confirmer le potentiel commercial de l’huile lourde dans les sables du Maastrichtien Supérieur. Plusieurs indices ont été rencontrés dans le puits Baobab-1 notamment dans l’Oligocène.

Le système pétrolier dans la zone d’étude

Le système pétrolier peut être défini comme un ensemble naturel susceptible de prendre en compte dans les processus de formation et d’accumulation des hydrocarbures. Ainsi n définir le système pétrolier d’une zone d’exploration consiste à préciser les éléments suivants:
 La nature et l’âge des roches mères et des roches couvertures potentielles;
 La nature et l’âge des potentielles roches réservoirs, ainsi que leurs propriétés pétrophysiques;
 Identification les types de pièges, et les mécanismes de migration qui favorisent l’accumulation des hydrocarbures depuis la roche mère jusqu’aux réservoirs;
 Définition les environnements de dépôt.
La définition du système pétrolier suppose aussi la détermination de l’ordre temporel dans lequel les différents paramètres de ce système se développent. Cette notion de temps est indispensable dans une perspective d’exploration pétrolière en ce sens qu’il permet d’intégrer une dimension quantitative dans le processus d’accumulation des hydrocarbures.

Les roches mères et la maturation

Ce sont les roches dans lesquelles sont générés les hydrocarbures. Elles sont caractérisées par leur teneur en matières organiques et leur maturité.

La teneur en matières organiques

On a relevé des intervalles de sédiments présentant des teneurs en carbone organique élevées dans l’Eocène, le Turonien, le Cénomanien et l’Albien. La teneur totale en carbone organique est légèrement supérieure dans le Sud de la zone d’étude, avec le dépôt de sédiments plus épais et plus riches en carbone dans des eaux plus profondes.
Dans l’ensemble de la sous-région, la principale roche mère pour le pétrole est la section Turonien-Cénomanien d’une d’épaisseur nette de 250m. C’est une roche mère de kérogène de Type II (riche en lipides), « oil prône ». Les Teneurs en Matières Organiques Totales« TOC »sont supérieures à 2%, avec des pics qui dépassent 10% dans cet intervalle (Figure 7). Ces valeurs indiquent d’excellentes qualités de roches mères (Pecten Sénégal Limited, 1995).
Cependant l’épaisseur du Turonien seul ne dépasse pas 150m.
L’Albien est une roche mère potentielle et présenterait des caractères de kérogène de Type III donc gaz-prône.
Les études géochimiques faites sur le puits Casamance Maritime-4 donnent une teneur en matières organiques« Total Organique Content »(TOC) égale à 2,3 dans le Turonien.
Il est possible qu’il existe des roches mères plus profondes car le Crétacé Inférieur et le Jurassique n’ont pas fait l’objet d’études qui permettent de déterminer leur potentiel en roches mères. Les hydrocarbures provenant de ces roches peuvent avoir migré le long des failles et des flancs des diapirs pour se réfugier dans les réservoirs moins profonds.

La maturation

Outre la teneur en carbone organique, le niveau de maturité est l’un des paramètres clefs dans l’évaluation du potentiel pétroligène d’une roche mère. Il donne une indication sur le degré d’évolution thermique de la matière organique.
La maturation n’est pas généralement rapide dans les bassins de marge passive à cause du bas gradient thermique. Un fort enfouissement est ainsi nécessaire pour atteindre la fenêtre à huile. Au Sénégal Offshore Sud, le diapirisme a certainement induit une modification des gradients de maturation.
Il existe plusieurs approches pour évaluer le niveau de maturité d’une roche mère. Parmi lesquelles nous avons l’analyse de la réflectance de la vitrinite et la coloration des spores. Ces dernières montrent que le Turonien atteint le stade de maturité à une température de 75°C pour une profondeur de 2140m sous la mer (PETRO-CANADA International, 1985). Le niveau de maturation du Cénomanien et de l’Albien se produira donc à des températures progressivement plus grandes que dans le cas des roches mères du Turonien.
La maturité des roches mères dans le secteur d’études est illustrée par les nombreux indices de pétrole rencontrés dans les différents puits (les formations du Tertiaire et du Crétacé Supérieur). Les mesures de maturité indiquent que la fenêtre à huile se situe approximativement à 2450m (8038feet). Ainsi la principale roche mère (Turonien-Cénomanien) se trouverait dans la fenêtre à huile dans le bloc Dôme Flore (Pecten Sénégal Limited, 1995).
Dans le rapport de fin de sondage du puits Kafountine-1, les études géochimiques ont donné le résultat suivant :
-Le pouvoir réflecteur de la vitrinite sur un échantillon prélevé à 4000m de profondeur est de 0,85 (Fenêtre à huile).
-A 5200m l’Indice d’Altération Thermique (IAT) est de 4 (zone à gaz).
La carte ci-après (Figure 8) représente les teneurs en Matières Organiques Totales exprimées en pourcentages et de la maturité de la Réflectance de la Vitrinite (VR).
La carte est générée en multipliant le pourcentage de « Total Organic Content » (TOC) par unité d’épaisseur.

Table des matières

INTRODUCTION GENERALE
CHAPITRE I : PRESENTAION GENERALE DE LA ZONE D’ETUDE
I. Cadre géographique
II. Cadre géologique du compartiment Casamance-Bissau
II.1Cadre géologique du bassin sénégalais
II.2 Cadre géologique de la zone d’étude
II.2.1 La tectonique
II.1.2 Stratigraphie
III. Historique de l’exploration dans le sous bassin Casamance-Bissau
IV. Le système pétrolier dans la zone d’étude
IV.1 Les roches mères et la maturation
IV.1.1La teneur en matières organiques
IV.1.2La maturation
IV.2Les roches réservoirs et couvertures
IV.3 Les pièges et la migration
CHAPITRE II : LES DIAGRAPHIES DIFFEREES
I. Introduction
III. Les diagraphies
III1-Les diagraphies instantanées
III2- Les diagraphies différées
III.3 Les moyens techniques d’enregistrement
III.4 Représentation schématique de l’invasion
IV. Les différentes diagraphies différées
IV.1 Les diagraphies de résistivité
IV.1.1 La résistivité des roches dans la zone lavée
IV.1.2 La résistivité des roches dans la zone vierge
IV.1.3 La saturation
IV.1.4 Conclusion
IV.2 Les diagraphies de perméabilité
IV.2.1 Les Diagraphies de la Polarisation Spontanée
IV.2.2 Le Gamma Ray (GR)
IV.3 Les Diagraphies de Porosité Φ
IV.3.1 Les diagraphies Soniques
IV.3.3 Les diagraphies Neutron
CHAPITRE III : Corrélations des puits et analyses des paramètres pétrophysiques
Introduction
I. Corrélation entre les puits des blocs du Sénégal Offshore Sud, Sénégal Offshore Sud profond et du Dôme Flore
I.1 Cartes du toit et cartes isopaques des réservoirs de la zone d’étude
II. Calcul des saturations en hydrocarbures dans les réservoirs étudiés
III.1 Identification des réservoirs potentiels
III.2 Détermination du volume d’argile (VSH)
III.3 Détermination de la Porosité Totale et de la Porosité Effective (PHIE)
Calcul de la porosité à partir des diagraphies Densités
Calcul de la porosité à partir des diagraphies Soniques
III.4 Détermination de la résistivité de l’eau de formation (RW)
III.5 Détermination de la saturation en eau et en hydrocarbures
IV Résultats et Interprétations
A. Le réservoir de l’Oligocène
A.1 Calcul des saturations en eau Sw et hydrocarbures Shc dans le réservoir de l’Oligocène de Baobab-1
B. Le réservoir Sénonien Inférieur
B1. Calcul des saturations en eau Sw et hydrocarbures Shc
B2. Carte des épaisseurs utiles sur les épaisseurs totales (NGR) du Sénonien Inférieur
B3. Carte de Porosité du Sénonien Inférieur (Figure 31)
B4. Carte de saturation en eau
B5. Carte du volume d’hydrocarbures dans les pores (HPV)
C. Le réservoir du Maastrichtien Supérieur
C1. Carte des Net sur Gross des réservoirs du Maastrichtien Supérieur
C2. Carte de porosité (Figure 36)
C3. Carte de la saturation en eau du Maastrichtien Supérieur (Figure 37)
C4. Carte du volume d’hydrocarbures dans les pores
D. Le réservoir du Maastrichtien Inférieur
D1. Carte des épaisseurs utiles sur les épaisseurs totales
D2. Carte de porosité du Maastrichtien Inférieur (Figure 41)
D3. Carte de saturation en eau du Maastrichtien Inférieur
D4. Carte du volume de pores pour les hydrocarbures
E. Le réservoir de l’Albien
VI. Estimations des réserves d’hydrocarbures
VII. Conclusions générales et recommandations
BIBLIOGRAPHIE
Sources INTERNET

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