Optimisation des enregistrements diagraphiques pour l'évaluation des réservoirs carbonatés du cénomano-turonien du djebel darmoun sud est constantinois) Algérie

Abstract

La période Cénomano-Turonienne, marquée par des événements anoxiques océaniques (OAE2), a favorisé le dépôt de sédiments fins riches en matière organique, formant des rochesmères et des réservoirs non conventionnels importants en Afrique du Nord. Dans le champ de Djebel Darmoun, au bassin sud-est Constantinois en Algérie, les dépôts du Turonien inférieur présentent une succession carbonatée épaisse constituée de calcaires et dolomies compactes (Tight), offrant un fort potentiel en tant que réservoirs non conventionnels. L'évaluation des réservoirs carbonatés de cette région se heurte à une problématique majeure : comment améliorer l'interprétation des diagraphies et l'évaluation du réservoir, compte tenu des incohérences entre données de logs et de carottes, des contradictions entre mesures de saturation et tests de formation, ainsi que des effets de la double porosité sur la résistivité (matrice et fissures) ? Afin de répondre à cette problématique, cette étude vise à caractériser la succession carbonatée turonienne selon une approche multiproxy, en combinant analyses sédimentologiques, diagenétiques, géochimiques, pétrophysiques et géomécaniques. Les résultats montrent une prédominance de microfaciès bioclastiques et dolomicrites, dans un environnement marin profond. Les pores primaires sont en grande partie détruits par des processus diagenétiques complexes, tandis que les pores secondaires, résultant de la dissolution et de la fracturation, assurent la porosité résiduelle. La dolomitisation a eu un effet dual sur la porosité : positif aux stades précoces, négatif aux stades avancés. Les analyses pétrophysiques révèlent que les carbonates turoniens présentent une porosité de 2 à 15 % et une perméabilité de 0,001 à 10 mD, tandis que les réservoirs cénomaniens sont très compact (<6 % de porosité, <0,1 mD). Deux types de roches-réservoirs sont définis : RRT-I (nano- à microporosité) et RRT-II (mésopores du Turonien). Le taux de matière organique est élevé, avec un TOC atteignant 7,8 %, classant ces formations parmi les réservoirs tight non conventionnels. Du point de vue géomécanique, le gradient de pression de pore dépasse légèrement le gradient hydrostatique (0,51 psi/pied) et la contrainte horizontale minimale est de 0,72 psi/pied. Le régime tectonique décrochant prédominant dans la région, accompagné de schistes à forte pression de rupture, nécessite des précautions particulières lors du forage. L'orientation principale des contraintes (350°N) justifie des forages déviés est-ouest et l'utilisation de la fracturation hydraulique pour améliorer la productivité. En conclusion, les relations entre les quatre types de propriétés sont mises en évidence, les caractéristiques géologiques et d'ingénierie sont optimisées par l'intégration de la lithologie, la qualité du réservoir, des propriétés de la roche-mère et des contraintes in situ (magnitude et direction). Cette approche multidisciplinaire offre une méthode complète pour l'optimisation de l'interprétation diagraphique et met en évidence le potentiel significatif des réservoirs carbonatés Tight du bassin sud-est Constantinois, tout en soulignant l'importance des sédiments riches en matière organique associés aux OAEs comme ressources non conventionnelles de grande qualité encore sous-exploitées.