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In the subsurface geology, characterization of geological beds by well-logs is an uncertain task. The thesis mainly concerns studying vertical resolution of well-logs (question 1). In the second stage, fuzzy arithmetic is applied to experimental petrophysical relations to project the uncertainty range of the inputs to the outputs, here irreducible water saturation and permeability (question 2). Regarding the first question, the logging mechanism is modelled by fuzzy membership functions. Vertical resolution of membership function (VRmf) is larger than spacing and sampling rate. Due to volumetric mechanism of logging, volumetric Nyquist frequency is proposed. Developing a geometric simulator for generating synthetic-logs of a single thin-bed enabled us analysing sensitivity of the well-logs to the presence of a thin-bed. Regression-based relations between ideal-logs (simulator inputs) and synthetic-logs (simulator outputs) are used as deconvolution relations for removing shoulder-bed effect of thin-beds from GR, RHOB and NPHI well-logs. NPHI deconvolution relation is applied to a real case where the core porosity of a thin-bed is 8.4%. The NPHI well-log is 3.8%, and the deconvolved NPHI is 11.7%. Since it is not reasonable that the core porosity (effective porosity) be higher than the NPHI (total porosity), the deconvolved NPHI is more accurate than the NPHI well-log. It reveals that the shoulder-bed effect is reduced in this case. The thickness of the same thin-bed was also estimated to be 13±7.5 cm, which is compatible with the thickness of the thin-bed in the core box (, La thèse est principalement centrée sur l'étude de la résolution verticale des diagraphies. On outre, l'arithmétique floue est appliquée aux modèles expérimentaux pétrophysiques en vue de transmettre l'incertitude des données d'entrée aux données de sortie, ici la saturation irréductible en eau et la perméabilité. Les diagraphies sont des signaux digitaux dont les données sont des mesures volumétriques. Le mécanisme d'enregistrement de ces données est modélisé par des fonctions d'appartenance floues. On a montré que la Résolution Verticale de la Fonction d'Appartenance (VRmf) est supérieur d'espacement. Dans l'étape suivante, la fréquence de Nyquist est revue en fonction du mécanisme volumétrique de diagraphie ; de ce fait, la fréquence volumétrique de Nyquist est proposée afin d'analyser la précision des diagraphies. Basé sur le modèle de résolution verticale développée, un simulateur géométrique est conçu pour générer les registres synthétiques d'une seule couche mince. Le simulateur nous permet d'analyser la sensibilité des diagraphies en présence d'une couche mince. Les relations de régression entre les registres idéaux (données d'entrée de ce simulateur) et les registres synthétiques (données de sortie de ce simulateur) sont utilisées comme relations de déconvolution en vue d'enlever l'effet des épaules de couche d'une couche mince sur les diagraphies GR, RHOB et NPHI. Les relations de déconvolution ont bien été appliquées aux diagraphies pour caractériser les couches minces. Par exemple, pour caractériser une couche mince poreuse, on a eu recours aux données de carottage qui étaient disponibles pour la vérification : NPHI mesuré (3.8%) a été remplacé (corrigé) par 11.7%. NPHI corrigé semble être plus précis que NPHI mesuré, car la diagraphie a une valeur plus grande que la porosité de carottage (8.4%). Il convient de rappeler que la porosité totale (NPHI) ne doit pas être inférieure à la porosité effective (carottage). En plus, l'épaisseur de la couche mince a été estimée à 13±7.5 cm, compatible avec l'épaisseur de la couche mince dans la boite de carottage (

Characterization of the shaly sand reservoirs by well log data is a practical way of reservoirdescriptions in the oil fields. During the last few years several studies were conducted in thefield of petroleum engineering by applying artificial intelligence. This work represents apetrophysical-based method that uses well loggings and core plug data to predict well log datarecorded at depth in shaly sand reservoir of the Triassic Formation in Hassi R’Mel field(Algerian Sahara). In the study of oil reservoirs, the prediction of absolute permeability is afundamental key in reservoir descriptions which has a direct impact on, amongst others,effective completion designs, successful water injection programs and more efficient reservoirmanagement. The Triassic Formations of the Hassi R’Mel field are composed of sandstonesand shaly sand with dolomite. Logs from the 10 wells are the starting point for the reservoircharacterization. This work presents a hybrid neuro-fuzzy model based on the use of well logdata in porosity and permeability estimation. A fuzzy logic approach is used to calibrate thecalculated permeability and core permeability and neural network was developed in thismodel based on data available in the field. Fuzzy analysis is based on fuzzy logic and is usedto get the best related well logs with core porosity and permeability data. Neural network isused as a nonlinear regression method to develop transformation between the selected welllogs and core measurements. Porosity and permeability are predicted in these wells using thelinear regression and multilayer perceptron models are constructed. Their reliabilities arecompared using regression coefficients for predictions in uncored sections. This method ofintelligent technique is used as a powerful tool for reservoir properties estimation from welllogs in oil and natural gas development projects.; La caractérisation des réservoirs argilo-gréseux par les données de diagraphies est un moyenpratique de la description des réservoirs dans les champs pétroliers. Au cours des dernièresannées, plusieurs études ont été menées dans le domaine de l'ingénierie pétrolière enappliquant l'intelligence artificielle. Ce travail représente une méthode basée sur lapétrophysique qui utilise des diagraphies de puits et des données de modules de base pourprédire et enregistrer les données en profondeur dans les réservoirs argilo-gréseux de laformation du Trias dans le champ de Hassi R'Mel (Sahara algérien).Dans l'étude des gisements de pétrole, la prédiction de la perméabilité absolue et de laporosité est un élément fondamental dans les descriptions de réservoirs ayant un impact directsur les autres paramètres pétrophysiques, les programmes d'injection d'eau et la bonne gestionde réservoir d’une manière plus efficace. Les formations du Trias du champ de Hassi R’Melsont composées de grès et de sable schisteux avec de la dolomie. Les enregistrementsdiagraphiques de 10 puits de ce champ sont le point de départ pour la caractérisation de sonréservoir. Ce travail présente un modèle hybride "neuro-fuzzy" basé sur l'utilisation desdonnées de diagraphies pour l’estimation de la porosité et de la perméabilité. Une approche dela logique floue (fuzzy logic) est utilisée pour comparer la perméabilité carotte et laperméabilité calculée à partir des réseaux de neurones ainsi que celles de la porosité,développées dans ce modèle sur la base des données disponibles au niveau des puits. Lalogique floue est utilisée pour le choix des meilleurs rapports de forage associés à la porositéet la base de données de perméabilité. Le réseau neuronal est utilisé comme méthode derégression non linéaire pour développer une transformation entre diagraphies de puitssélectionnés et mesures de porosité et de perméabilité. Cette technique de méthodeintelligente est utilisée comme un outil puissant pour l’estimation des propriétés des réservoirsd’après les paramètres diagraphiques et dans les projets de développement pétrolier et de gaznaturel

Microtectonic measurements, the lithostratigraphic cross-sections and logs, the data of oil drillings and the seismic profiles, in north-eastern Tunisia onshore and offshore, show: (i) a side and in-depth variation of the lithostratigraphic series, (ii) a series of faulted structures at subsurface, characterized by folds oriented N45°, reverse faults and N90-110° dextral and N160-180° sinistral strike-slips associated with basins. The tectonic deformations recognized by the seismic data affect only narrow zones, lengthened and oriented according to three major directions: N45°, N100-120° and N160-180°. The microtectonic data revealed a predominance of fractures NW-SE, NNE-SSW and NE-SW to ENE-WSW on the formations of Valenginian-Tortonian and Ypresian Aptian and Aptian, Ypresian and Langhian, respectively. The associations of all data helped to identify: (a) an extensive phase Cretaceous in age, ~N110° oriented and materialized by NS normal faults, NW-SE to WNW-ESE dextral and ENE-WSW to NE-SW sinistral faults, (b) a NW-SE compression during the Eocene, (c) a NE-SW Oligocene extension, (d) a NW-SE Tortonian compression followed by (e) a NE-SW Messinian distension and (f) a NW-SE Pliocene compression. These Alpine and Atlassic phases decrease eastwards at the onshore-offshore transition and their magnitude decreases from the West and Northwest to the East, where strongly folded and faulted zones can be observed, whereas Eastwards they are faulted and structured in folds and troughs. The reservoirs are well developed and are of two types: (i) carbonated and fractured (Abiod, Métlaoui, Souar and Chérahil, and Aïn Grab formations) and (ii) siliciclastic (Birsa and Saouaf formations). Sometimes structural traps, associated with structures folded and closed by faults, sometimes stratigraphic, induced by change of facies, developed following these compression stages. The bed rocks which constitute the Fahdène, Métlaoui, Bou Dabbous and El Gueria formations, supplied these reservoirs. The thick argillaceous series of the El Haria, Souar and Chérahil, and Oum Dhouil formations constitute good continuous covers which seal the structures of the reservoirs. The structural inversions and thrusting in Eastern Tunisia play a significant role in the structuring of the cover and the evolution of the oil system., Les mesures microtectoniques, les coupes et les logs lithostratigraphiques, les données de forages pétroliers et les profils sismiques, en Tunisie nord-orientale onshore et offshore, montrent: (i) une variation latérale et en profondeur des séries lithostratigraphiques, (ii) une série de structures faillées en subsurface, caractérisées par des plis de direction N45°, des failles inverses et des décrochements N90-110° dextres et N160-180° sénestres auxquels sont associés des bassins. Les déformations tectoniques reconnues par les données sismiques n'affectent que des zones étroites, allongées et orientées selon trois directions majeures: N45°, N100-120° et N160-180°. Les données microtectoniques ont dévoilé une dominance de fractures NW-SE, NNE-SSW et NE-SW à ENE-WSW respectivement sur les formations du Valenginien-Tortonien, Aptien et Yprésien, et Aptien, Yprésien et Langhien. L'association de toutes les données a permis de mettre en évidence: (a) une phase extensive au Crétacé de direction moyenne N110° matérialisée par des failles normales subméridiennes, NW-SE à WNW-ESE dextres, ENE-WSW à NE-SW senestres, (b) une compression de direction NW-SE pendant l'Eocène, (c) une extension de direction NE-SW à l'Oligocène, (d) une compression de direction NW-SE au Tortonien suivie par (e) une distension NE-SW au Messinien et enfin (f) une compression au Pliocène de direction NW-SE. Ces phases alpine et atlasique s'amortissent vers l'Est lors de la transition onshore-offshore et leur ampleur diminue d'Ouest et Nord-Ouest vers l'Est. On y observe des zones fortement faillées et plissées, alors que vers l'Est elles sont faillées et structurées en horsts et en grabens. Les réservoirs sont bien développés et sont de deux types : (i) carbonatés et fracturés (formations Abiod, Métlaoui, Souar et Chérahil, et Aïn Grab) et (ii) siliciclastiques (formations Birsa et Saouaf). Les roches mères qui constituent les formations Fahdène, Métlaoui, Bou Dabbous et El Gueria, ont alimenté ces réservoirs. Des pièges tantôt structuraux, associés à des structures plissées et fermées par failles, tantôt stratigraphiques, induits par changement de faciès, se sont développés suite à ces phases de compression. Les séries argileuses épaisses des formations El Haria, Souar et Chérahil, et Oum Dhouil constituent de bonnes couvertures continues qui scellent les structures des réservoirs. Les inversions structurales et la tectonique tangentielle en Tunisie orientale jouent un rôle important dans la structuration de la couverture et de l'évolution du système pétrolier.

The lithological setting of the study area consists of lower Birimian sedimentary rocks (B1), cross-cut both by a volcanic and subvolcanic complex (B2) and a plutonic intrusive complex. Late to post-Birimian silico-clastic sedimentary and volcanic rocks took place later. These Birimian rocks are affected by the Eburnean polyphased tectonics composed of the following phases: (1) D1 compression that affected the lower sedimentary formations B1; (2) D2 composed of three stages: D2a compression, D2b sinistral transpression and D2c thrusting; (3) D3 dextral transtension. An anti-clockwise rotation of the main stress direction is produced between D1 and D3 phases. These Eburnean tectonic phases are separated by extensional tectonic events associated with volcanic flows and sedimentary deposits. Three gold mineralization phases were identified. An ante-D1 primary phase, located in the sediments of the lower unit, is often disseminated and stratiform. The second phase, in relationship with D2 tectono-magmatic event, produces a silico-carbonated and sulphurized stockwerk, located in tension gashes, V2 veins and shear zones. The third phase would be associated to the late D3 tectono-magmatic event, with a paragenesis of quartz and pyrite, concentrated in the V3 veins. Mineralization is more frequent in the ~N20° oriented silicocarbonated veins and shear zones, suggesting that a post-Birimian tectono-magmatic event would have probably played an important role in the remobilisation of gold along these structures., Le secteur d'étude comprend un ensemble sédimentaire de base (B1), recoupé par un complexe hypo-volcanique et volcanique (B2) puis par un complexe plutonique intrusif. Des sédiments détritiques et un volcanisme tardi- à post-birimien se mettent en place ultérieurement. Ces formations sont affectées par la tectonique éburnéenne comprenant trois phases: (1) D1 compressive affectant les sédiments du Birimien inférieur B1; (2) D2 comprenant trois stades : compression (D2a), transpression senestre (D2b) et chevauchement (D2c); (3) D3 transtensive dextre. La direction de contrainte principale de la déformation évolue en rotation anti-horaire entre les phases de déformation D1 et D3. Les différentes phases compressives sont séparées par des phases extensives avec émissions volcaniques et dépôts sédimentaires. Trois phases de minéralisations aurifères ont été identifiées. La première, ante-D1, souvent diffuse à stratiforme, est localisée dans les sédiments de l'ensemble inférieur. La seconde, en relation avec l'événement tectono-magmatique D2, donne un stockwerk silico-carbonaté et sulfuré localisé dans les fentes de tension, les veines V2 et les "shear zones". La troisième phase serait contrôlée par l'événement tectono-magmatique D3 avec une paragenèse à quartz et pyrite dans les veines V3. Le fait que la minéralisation aurifère intervienne essentiellement dans les veines et les "shear zones" orientées ~N20° suggère qu'une activité tectonomagmatique post-birimienne aurait exercé un rôle important dans la remobilisation de l'or dans ces structures.

Characterization of the shaly sand reservoirs by well log data is a practical way of reservoirdescriptions in the oil fields. During the last few years several studies were conducted in thefield of petroleum engineering by applying artificial intelligence. This work represents apetrophysical-based method that uses well loggings and core plug data to predict well log datarecorded at depth in shaly sand reservoir of the Triassic Formation in Hassi R’Mel field(Algerian Sahara). In the study of oil reservoirs, the prediction of absolute permeability is afundamental key in reservoir descriptions which has a direct impact on, amongst others,effective completion designs, successful water injection programs and more efficient reservoirmanagement. The Triassic Formations of the Hassi R’Mel field are composed of sandstonesand shaly sand with dolomite. Logs from the 10 wells are the starting point for the reservoircharacterization. This work presents a hybrid neuro-fuzzy model based on the use of well logdata in porosity and permeability estimation. A fuzzy logic approach is used to calibrate thecalculated permeability and core permeability and neural network was developed in thismodel based on data available in the field. Fuzzy analysis is based on fuzzy logic and is usedto get the best related well logs with core porosity and permeability data. Neural network isused as a nonlinear regression method to develop transformation between the selected welllogs and core measurements. Porosity and permeability are predicted in these wells using thelinear regression and multilayer perceptron models are constructed. Their reliabilities arecompared using regression coefficients for predictions in uncored sections. This method ofintelligent technique is used as a powerful tool for reservoir properties estimation from welllogs in oil and natural gas development projects., La caractérisation des réservoirs argilo-gréseux par les données de diagraphies est un moyenpratique de la description des réservoirs dans les champs pétroliers. Au cours des dernièresannées, plusieurs études ont été menées dans le domaine de l'ingénierie pétrolière enappliquant l'intelligence artificielle. Ce travail représente une méthode basée sur lapétrophysique qui utilise des diagraphies de puits et des données de modules de base pourprédire et enregistrer les données en profondeur dans les réservoirs argilo-gréseux de laformation du Trias dans le champ de Hassi R'Mel (Sahara algérien).Dans l'étude des gisements de pétrole, la prédiction de la perméabilité absolue et de laporosité est un élément fondamental dans les descriptions de réservoirs ayant un impact directsur les autres paramètres pétrophysiques, les programmes d'injection d'eau et la bonne gestionde réservoir d’une manière plus efficace. Les formations du Trias du champ de Hassi R’Melsont composées de grès et de sable schisteux avec de la dolomie. Les enregistrementsdiagraphiques de 10 puits de ce champ sont le point de départ pour la caractérisation de sonréservoir. Ce travail présente un modèle hybride "neuro-fuzzy" basé sur l'utilisation desdonnées de diagraphies pour l’estimation de la porosité et de la perméabilité. Une approche dela logique floue (fuzzy logic) est utilisée pour comparer la perméabilité carotte et laperméabilité calculée à partir des réseaux de neurones ainsi que celles de la porosité,développées dans ce modèle sur la base des données disponibles au niveau des puits. Lalogique floue est utilisée pour le choix des meilleurs rapports de forage associés à la porositéet la base de données de perméabilité. Le réseau neuronal est utilisé comme méthode derégression non linéaire pour développer une transformation entre diagraphies de puitssélectionnés et mesures de porosité et de perméabilité. Cette technique de méthodeintelligente est utilisée comme un outil puissant pour l’estimation des propriétés des réservoirsd’après les paramètres diagraphiques et dans les projets de développement pétrolier et de gaznaturel