Des analyses pétrophysiques des grès (roche-réservoir) d’âge crétacé de la marge d’Abidjan, ont été réalisées en vue de mettre en évidence leur potentialité énergétique. De ce fait, cette partie du bassin sédimentaire offshore (Abidjan-Adiaké) a été subdivisée en plusieurs blocs (X, A, B, C/E et D). Dix (10) et vingt-sept (27) puits ont été respectivement forés dans le Crétacé (Bloc X) en général et dans le Cénomanien (Blocs A, B, C et D). Les grès issus de ces forages sont soumis à des études pétrophysiques par l’analyse de leur porosité, indice de fluorescence, saturation en eau, perméabilité et Net / Gross. En outre, des tests Drill Stem Test (DST) de production ont été réalisés avec des analyses des logs composites dans les différents niveaux de grès pour montrer la présence d’hydrocarbure. Les paramètres pétrophysiques et les analyses de production des grès rencontrés dans les différents sondages montrent que les réservoirs d’hydrocarbure sont du Crétacé supérieur et inférieur. Les roche-réservoirs du Crétacé supérieur sont constituées de formations gréseuses d’âge Maestrichtien, Sénonien inférieur et Cénomanien. Ceux du Crétacé inférieur sont d’âge Albien supérieur. Ces grès sont des réservoirs d’huile, de gaz, de condensât et d’eau. L’analyse des paramètres géochimiques (les valeurs de carbone organique total (COT), d’indice d’hydrogène (IH) et de température maximale (Tmax) ont permis de caractériser les roches-mères. Ces valeurs définissent des roches-mères matures qui renferment des kérogènes de type II et III, producteurs d’huile et de gaz dans les différents niveaux de grès. Ces roches productrices de matières organiques générant les hydrocarbures sont d’âge Maestrichtien-campanien, Cénomanien inférieur, Turonien-Cénomanien et Albien. Les roche-couvertures (qui surmontent les niveaux de grès) sont constituées de niveaux d’argiles d’âge Paléocène, Maestrichtien et Cénomanien.
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