Evaluation de la qualité des potentiels réservoirs gréseux de la formation albienne dans l’offshore profond du bassin côtier du Bénin par méthodes diagraphiques.

Résumé

Basée sur l’analyse et l’interprétation des données diagraphiques de trois puits pétroliers G20, G21 et G22 de l’offshore profond du bassin côtier du Bénin, la présente étude vise à évaluer la qualité des potentiels niveaux réservoirs de la formation albienne de cette partie du bassin. Constituée de dépôts gréseux intercalés de fréquentes passées d’argiles litées et de carbonates, la formation albienne comprend deux membres séparés par l’horizon sismique (H8) et son épaisseur forée atteint 690m. Au total, trois potentiels niveaux réservoirs ont été mis en évidence au niveau du puits G21 contre quatre au niveau du puits G22 et six au niveau du puits G20. Pour ces potentiels niveaux réservoirs, les valeurs de la porosité totale varient de 8,5 à 21,5% alors que celles de la perméabilité sont comprises entre 5,86 et 50md. Une analyse d’ensemble de ces valeurs a montré que les réservoirs identifiés au niveau du membre supérieur de la formation sont de bonnes qualités même si les valeurs de perméabilité semblent se réduire en direction de l’Ouest. Les profils variés de l’enregistrement de gamma ray des intervalles considérés laissent apparaître globalement deux environnements de dépôts dominants (lacustre à fluviatile et deltaïque à marginal). La sédimentation aurait débuté dans un environnement lacustre à fluviatile (incluant les réservoirs R3 du puits G21, R4 et R3 du puits G22 et R6 à R4 du puits G20) et se serait poursuivie dans un environnement deltaïque à marginal marqué par l’accumulation de grès transgressifs, d’argiles et la mise en place de chenaux sous influence fluviatile.  

Mots clés : Méthodes diagraphiques ; bassin côtier du Bénin ; qualité des potentiels réservoirs ; formation albienne ; environnement de dépôt.