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[ Article ] Évaluation par les méthodes diagraphiques des caractéristiques des réservoirs gréseux de la formation albienne dans la partie offshore profond du bassin côtier béninois.

Date de soumission: 19-02-2021
Année de Publication: 2018
Entité/Laboratoire Laboratoire Géologie , Mines et Environnement (LaboGME)
Document type : Article
Discipline(s) : Géologie, Ingénierie di Pétrole & des mines
Titre Évaluation par les méthodes diagraphiques des caractéristiques des réservoirs gréseux de la formation albienne dans la partie offshore profond du bassin côtier béninois.
Auteurs KIKI Armand [1], KAKI Christophe [2], d’ALMEIDA Gérard Alfred Franck [3],
Journal: REVUE RAMRES
Catégorie Journal: Africaine
Impact factor: 0
Volume Journal: 6
DOI: 22
Resume La présente étude, 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, vise à évaluer les caractéristiques des réservoirs gréseux de la formation albienne. La formation albienne, constituée de dépôts gréseux intercalés de fréquentes passées d’argilites et de carbonates, comprend deux membres séparés par l’horizon sismique (H8). Son épaisseur forée atteint 690m. Au total, trois potentiels niveaux réservoirs gréseux 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 réservoirs gréseux, 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 présentent des caractéristiques favorables, même si les valeurs de perméabilité semblent diminuer vers l’Ouest. Les profils variés de l’enregistrement de gamma ray des intervalles considérés mettent en évidence deux environnements de dépôts : lacustre à fluviatile et deltaïque à margino-littoral. La sédimentation aurait débuté dans un environnement de type lacustre à fluviatile (réservoirs R3 du puits G21, R4 et R3 du puits G22 et R6 à R4 du puits G20). Elle se serait poursuivie dans un environnement deltaïque à marginolittoral La présente étude, 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, vise à évaluer les caractéristiques des réservoirs gréseux de la formation albienne. La formation albienne, constituée de dépôts gréseux intercalés de fréquentes passées d’argilites et de carbonates, comprend deux membres séparés par l’horizon sismique (H8). Son épaisseur forée atteint 690m. Au total, trois potentiels niveaux réservoirs gréseux 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 réservoirs gréseux, 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 présentent des caractéristiques favorables, même si les valeurs de perméabilité semblent diminuer vers l’Ouest. Les profils variés de l’enregistrement de gamma ray des intervalles considérés mettent en évidence deux environnements de dépôts : lacustre à fluviatile et deltaïque à margino-littoral. La sédimentation aurait débuté dans un environnement de type lacustre à fluviatile (réservoirs R3 du puits G21, R4 et R3 du puits G22 et R6 à R4 du puits G20). Elle se serait poursuivie dans un environnement deltaïque à marginolittoral marqué par l’accumulation de grès transgressifs, d’argiles et par la mise en place de chenaux sous fluviatiles.
Mots clés Méthodes diagraphiques ; bassin côtier du Bénin ; réservoirs gréseux; formation albienne ; environnement de dépôt
Pages 15 -
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