Controle des caracteristiques petrophysiques des reservoir carbonates : cas du coniacien-santonien (Sud Est Constantinois)‎

الملخص FRE

Les bassins du Sud-Est Constantinois se présentent comme un domaine à potentialités pétrolières très importantes et très prometteuses pour l’exploration pétrolière.

La présente investigation s’est portée sur les réservoirs carbonates du Crétacé supérieur et plus particulièrement le Coniacien- Santonien (Sud – Est Constantinois).

Lithologiquement ce niveau réservoir est décrit comme étant constitué de marnes et de calcaire avec des passées de calcaires argileux bioclastiques.

Du point de vue sédimentaire, il s’agit de formations qui appartiennent a un environnement de type plateforme.

La caractérisation de ces niveaux réservoirs, sur la base principale des enregistrements diagraphiques et des résultats de forages, a révélé une évolution des propriétés pétrophysiques relativement faibles.

Il s’agit de valeurs de perméabilités ne dépassant pas les 50 md avec une porosité dont son maximum est de 10%.

Proportionnellement, ce réservoir peut même être classe dans le type tight ou la porosité et la perméabilité sont faibles.

La fracturation est présente, mais sa contribution dans l’amélioration de la qualité du réservoir reste insignifiante.

L’effet diagénetique a révélé,à travers l’analyse par SEM-Edax, que la compaction l’emporte sur la dissolution et que cette dernière reste très limitée.

Une approche corrélative entre différents puits a permis de déduire que l’extension des niveaux réservoirs en perspective reste hétérogène, avec des facies relativement éphémères.