tr N ntlad$l--ll r':rbr*Ol-lt)r+ÀJl ç.-----i-....1"t--Jl $---:-5-â,'---ll.ozo. .t.Ê.to | ,l ozAatB. oeto. + A zxav.*c|rrroa NAttoNAL arGt l{YE'RÊ'claF|auRtl:1 043 MlNSa

DDP

APPEL A tA CONCURRENCE POUR tA PASSATION D'UN CONTRAT DE

DROITCOMMUN

cDc N' 14-2017 ou I d NIJ \/ 2,, il n [1 0 x

CAHIER DES PRESCRIPTIONS SPECIALES

c l)c N' I4'1017

PREAMEUI.E

contrat de droit commun en application des articles 3 et 4, et de l'annexe N"1 du règlement des

marchés de l'ONHYir.

PARTIES CONTRACTANTES :

I-'OFFICE NATIONAI DES HYDROCARBURES ET DES MINES sis au 5, Avenue Moulay Hassan 8.P 99 -

Rabat, ci-après désigné par les initiaies ONHYM, ldentificâtion Fiscale n'3304540, Patente

N'25112444, Rc N'61577, représenté pêr son Directeur Général Mme Amina BENKHADRA

D'UNE PART

ET

Cos d'une pe6onne morale

M...............................qua1ité.,......................................49issant au nom

de..............................................en vertu des pouvoirs qui lui sont conférés.

pour le compte

le compte

Au capitâl social .......................... Patente n' ..............................Re9istre de commerce de

...................,...Sous le n'.,.,.. .,,..,.......,.,....affi1ié à la CNsS sous n'...........................

Faisant élection de domicile au ..............................Compte bâncaire n' lRlB sut 24

positions).........................-..........-.ouvert auprès de..........--..................

Désigné ci-après par le terme ( prestataire ).

7, cos de personne physîqueM. ,,,...,,,......,,,,,.....,,........A9issant en son nom et pour son propre compte,

RF.içr.êdê.^mmêr.êd ...Souslen'.........................,......,.,

Patente n" ............................... Affilié à la cNSS sous n' .............................Faisantélection de domicile àu

Compte bancaire n'(R/8 sur 24 positions)......,.,...---.........ouvert auprès de

Désigné ci'après parle terme ( prestataire ).

2. aas d'un groupementLes membres du groupement soussignés constitués aux termes de lâ aonlenliolt ...lles référcnces de

lo conventionl....... :

- Memb.e 1 |

M. .......................................quâlité ........................Agissant au nom et pour

de..........................................................en vertu des pouvoirs qui luisont conférés.

Page2sut 27

cDc N. t4-20t 7

- Membrc n |............Nous nous obflgeons lconjolntement ou solidohement, selon lo naturc du groupement) ayantM..,........................,,.....,..,,,,,,....... Vrénom, nom et quorité) en tant que mandataire du groupement etcoordonnateur de l'exécution des prestations, âyant un compte bancalre commun sous n' (R/8 JUr 24positiqrsl..................... ....ouvert auprès ............,.................

Désl8né ci-après par le terme ( prestataire ,.

D,AUTRE PART

ITA ETE ARREIE ET CONVENU CE QUISUIT

Page 3 sur 27

( IX \ r1 l0l:

SECTION 1: DISPOSITIONS GENERALES

Article I : Obiet et lieu d'exécution du contrat:

Le présent contrat a pour objet de réaliser la certification des réserves de la découverte de Tendrara

faite en partenâriât avec la compagnie britannique < Sound Energy ) sur le permis d'exploration

<Tendrara Lakbir ).

L'objectif principalde contrat est d'obtenir une estimation fiable des réserves récupérables en ga2 et

en condensât de la découverte de Tendrara et une certification des réserves de Tendrara selon les

stândards de la SPE-PRMS (Système de Gestion des Ressources Pétrolières de lâ Société des

Ingénieurs Pétroliers) relatifs à lâ définition et à la classification des réserves et des ressources

^Àrr^liÀra. cr oâ?iÀrô(

La présentation de la zone d'étude est donnée en annexe L

Toute annexe jointe fait partie intégrante d! présent CPS.

Article 2 : Consistânce der orestetions

Les prestations demandées âu titulaire du contrat consistent principalement à revoir et évaluer les

résultats des travaux déjà réalisés âfin d'estimer, de classifier et de certifier les réserves de la

découverte mise en évidence par les forages TE'5, TE-6 et TE 7 dans la zone de Tendrâra.

Le titulaire du contrat doit justifier et expliquer toute variation pâr rapport aux resultâts obtenus. Les

prestations demandées sont définies par mission comme suit :

l. Mission 1 : Analyse critique des données existantes

Cette mission a pour objectif d'examiner et d'analyser toutes les données dasponibles sur ladécouverte de Tendrara et sur les puits qui y sont forés à fin d'établir une compréhension claire duditgisement-

Les données à analyser concernent principalement :

- Les interprétations sismiques;

- Les études sédimentoloBiques et pétrohysiques ;

- Les données de forage des puits;

- Les données et les interprétations des diâgraphies électriques ;

- Les résultats des analyses des carottes;

- Les analyses PVT des échantillons de gaz et de condensât ;

- Les données de perméabilité et de pressions capillâires ;

- Les données des essais de puits et leurs interprétations.

La liste des données disponibles sur le gisement de Tendrara est donnée en annexe ll.

.l Mission 2 : Validation du modèle géologique

Le logiciel Petrel a été utilisé pour produire des modèles 3D représentant les propriétés

géométriques et réservoirs du champ de Tendrara; un modèle de la partie entière de la structure

<TE-s Horst-Lakblr r couverte pâr les interprétations sismiques 3D (avec une extension au Nord

basée uniquement sur la sismique 2D) et un modèle géologique de ( Horst TE_5D fâisant l'objet de la

première phase de déveLoppement.

Page 4 sut 27

( l)c No l4-1017

Le titulaire du contrat aura à examiner et à valider les modèle géolo8iques utilisés pour l'estimation

des réserves et ceci en se basant sur l'ensemble des données disponibles, telles que ;

- Les interprétations sismiques 2D et 3D;

- Les indices du puits;

- La profondeur du niveau aquifère (GWC) ;

- Les fermetures des zones (areal closute).

ll est à signaler que le titulaire du contrat aura à détailler et à expliquer tous les paramètres utilisés

ainsi que les hypothèses considérées pour la validation des modèles Béologiques, à savoir :

- Interprétation sismique - largement basée sur un volume sismique 3D retraité, et des lignes

si5miques 2D 5upplémentaires ;

- Modèle de vitesse sismique pour la conversion de profonde!r basé sur les données sismiques

et les données des puits;

- L'interprétation des diagraphies électriques et des données des cârottes, un log basé sur

l'analyse pétrophysique intégrée a été effectué et calibré aux données RCA et SCAL;

- La distribution des propriétés du réservoir;

* Mission 3 | Estimation des réserves et prévisions de production

Le titulaire du contrat doit estimer statiquement les réserves en gâz et en-condensat initialement en

place sur la base du modèle géologique, géostatistiquement peuplés, déjà validé dâns le cadre de la

mission 2.

Le titulaire du contrat doit évâluer et revoir le modèle dynamique du ( Horst TE-s ) (phase I du

projet). Le modèle Béologique a été initialisé et étalonné pour correspondre âux tests de puits et aux

résultâts des tests de puits étendus. te logiciel Eclipse a été utilisé pour simuler le comportement

dynamique basé sur le modèle Eéologique du < Horst TE'5 D.

Le titulaire du contrat doit dans le cadre de cette mission ;

- Revoir les hypothèses considérées pour la construction du modèle statique de la structure (TE

5 Horst-takbir ) et le modèle dynamique du ( Horst TE-s );

- Proposer ses propres hypothèses pour une meilleure estimâtion des réserves de la découverte;

- Le cas échéant, expliquer ses choix et ârgumenter les différences par rapport aux hypothèses

considérées pour la construction des modèles i

- Présenter les estimations des réserves en gàz naturel et en condensât, sur la base des

hypothèses considérées par le titulaire du contrat, et estimer le taux de récupérâtion et les

réserves récupérables pour le ( Horst TE-5 D et pour la totalité de la structure ( TE-s Horst

Lakbir );

- Réaliser des prévisions de production; des profils de production individuels par puits et pâr

unités de collecte et complets de tout le gisement i

- Revoir les prévisions de production réâlisées par Sound Energy- Ces prévisions ont été réalisées

sur lâ bâse d'un plan de développement préliminaire, dont les principales composantes sonlprésentées en annexe lll,

Une étude de faisabilité de déveloooement de la découverte de Tendrara a été réalisée afin de

con€evoir les équipements de surface appropfiés, y compris les installations de puits, I'installation de

production centrale et le pipeline pour se connecter au Gazod!c Maghreb Europe.

Pàge 5 sur 27

( DC N" l.l l0l7

ll est à noter que les modèles statique et dynamique ont été construits sur la base de paramètres

incertains et pour lesquels des hypothèses (mei'leures estimations) ont été considérées, il s'aBit

prin€ipalement de :

a- Le niveau GWC;

b- La pression initiale du gisement de Tendrara ;

c- Le comportement de la pression en production (la déplétion) ;

d- La continuité/variation latérale des faciès.

.:. Mission 4 : Clâssification et aertifiaation des réserves

cette mission a pour objectif de classer les réserves estimées de la découverte de Tendrara à savoir i

Les réserves développéet prouvées, non développées, probables et possibles et toutes les

ressources conttnSentes et prospectrves.

[es volumes de gaz naturel et de condensât doivent être pertinemment reportés selon les stôndards

de la SPE-PRMS.

Article 3 : ObliEâtions du titulaire d! conlrat

Le titulaire du contrat est tenu, entre âutres, aux obliSations suivantes :

' Veiller à ce que la qualifi€ation professionnelle de son personnel, soit conforme aux

responsabilités inhérentes aux différentes prestations demandées ;

- Exécuter le contrat conformément aux règles de l'art;Participer à une réunion de démarrage qui serâ organisée à l'ONHYM dès la notification de

l'ordre de service. La date de lâ réunion sera fixée d'un commun âccord entre les parties;

- Prévoir des ateliers (au moins un atelier) à la fin de chaque mission pour en discuter les

résultats avec l'ONHYM.

- Assurer une bonne coordination et une liaison permanente avec l'ONHYM ;

Tenir l'ONHYM informé périodiquement, sous forme de compte rendu, de l'état

d'avancement des prestations afin de lui permettre toute intervention et mises au point en

temps voutu;- Remettre à l'ONHYM tous les documents qui luiont été remis dâns le cadre de cette étude;- Procéder à l'envoi séparé des ( livrables D. Tous les frais et formalités afférents à cette

opération sont également à sa charge.

Article 4-Oblieation de l'ONHYM

L'ONHYÀ,4 est tenu aux obligations suivantes :

- Mettre à la disposition du titulaire du contrat tous les documents, les rapports et les données

en sa possession concernant la découverte de Tendrara et les puits qui y sont forés, les

interpretations et les études reàli5êes.

- Faciliter tous les contâcts âvec les services concernés par le projet, en ce qui concerne les

visites et les réunions de travail nécessaires au bon déroulement des missions

Article 5 - Pièces constitutives du contrât

Le contrat s'appuie sur les documents suivants :

- L'acte d'engagement signé par le titulaire de contrat.- Le cahier des prescriptions spéciales lu, paraphé, et signé par le titulaire de contrat.

Page 6 sur 27

ctxr \. l1-:0t7

- L'offre technique

- Le bordereau des prix signé par le titulaire de contrat.. CCAG-EMO,

- [es annexesjointes êu contrat,

Article 6 : Pièces contractuelles postérieures

les pièces contractuelles postérieures à la conclusion du contrat comprennent :

- Ies ordres de services ;

' les avenants éventuels ;

- La décision prévue âu paragraphe 3 de l'ârticle 36 du CCAG-€MO. \/

Article 7 - Droit de timbre et d'enresistrement

Les frâis d'enregistrement et les droits de timbre du contrat sont à la charge du titulaire du contrât.

Article 8 - Rétérencet aux orincipaux textes lésisletifs et réqlementaires

Le titulaire du contrat est soumis aux obligations des textes généraux réglementaires en vigueur,

notamment âux dispositions des textes suivants :

- Référence au DOC

- ta loi n" 69 00 relative au contrôle financier de l'Etat sur les entreprises publiques et autres

organismes, promulSuée par le Dahir n'1-03'195 du 16 ramadan 1424 (11 novembre 2003)

- ta loi 09-08 relative à la protection des personnes physiques à l'égard du traitement des

données à caractère personnel, promulSuée par le Dahir n" 1-09-15 du 22 sâfar 1430 (18

février 2009). Notamment l'article 5 de ladite loi.

- S'y ajoutent tous les textes législatifs et réglementaires en vigueur en la matière.

article 9- aporobation dtr contrât

Le présent contrat ne sera valâble et définitif qu'après son approbation par l'autorité compétente et

son visa par le contrôleur d'Etat, le cas échéant.

Article 10- Délâi d'exécution de la prestation

[e délai d'exécution est fixé à 90 jours calendaires. ce délai court à compter de la date mentionnée

dans l'ordre de service prescrivant le commencement de l'exécution du contrat.

Artiale 11- Chârqe du suivide l'exécution du contrat

Lâ mission de suivi de l'exécution du contrat est confiée à une équipe projet chargée du suivi, de lâ

validation et de la réceotion des orestâtions.

Article 12 : Pièaes à délivrer au titulaire du contrat

Aussitôt après la notification de I'approbation du contrat, le maître d'ouvrêge remet gratuitement au

titulaire du contrat, contre décharge de ce dernier, un exemplaire vérifié et certifié conforme de

I'acte d'engagement, du cahier des prescriptions spéciales et des pièces expressément désignées

comme constitutives du contrat,

PaCe 7 sut 27

( DCN',14-10r7

Le titulaire est tenu de faire connaître au maître d'ouvrage ses observations éventuelies sur les

documents qui ont été mis à sa disposition et ce dans le délai de quinze (15) jours après la remise de

ces documentS.

Passé ce délai, le titulaire est réputé en âvoir vérifié la conformité à ceux qui ont servi de base à la

passation du contrat et qui sont conservés par le maître d'ouvrage pour servir à Ia réception des

prestâtlons.

Le maître d'ouvra8e ne peut délivrer ces documents préalablement à la constitution du

cautionnement définitif s'il est exigé par le cahier des prescriptions spéciales.

Article 13 - Données à caractère personnel

Les données à caractère personnel traitées dans le cadre du contrat sont utilisées exclusivement

pour l'étude des offres avant l'attribution et pour le suivi du contrat après attribution du contrat-

Les personnes concernées ont le droit d'accès, de rectification ou d'opposition pour les données les

concernant.

Pour exercer ce droit les demandes sont à présenter âu secrétariat de la Division

Approvisionnements et Marches; ONHYM ; 34, Avenue AL FADILA; 10120 RABAT; MAROC.

Article 14 - Nantissement

Le titulaire du contrat pourra demânder, s'il remplit les conditions requises, le bénéfice du régime

institué par le Dahir n'1.15.05 du 29 Rabii ll 1436 (19 Février 2015)en application de la loi 112.13.

Dans l'éventualité d'une affectation en nantissement du présent contrat, ilest précisé que :

. 1/ La liquidation des sommes dues par I'ONHYM en exécution du présent contrat sera

opérée pâr les soins du Directeur 6énérâl de l'ONHYM ou son délégataire ;

. 2/ Le fonctionnaire charSé de fournir au titulaire du contrat ainsi qu'au bénéficiaire desnantissements et subrogations, les renseignements ou états prévus est le Directeurcénéralde l'ONHYM ;

. 3/ te comptable assienataire chargé dù paiement en cas de nantissement de contrat est leTrésorier PaVeur nommé auprès de l'ONHYM ;

Le Directeur Général de l'ONHYM délivrera au titulaire du contrat, sur sa demande et contre

récépissé, un exemplaire en copie conforme du présent contrat. Les frais de timbre de

l'exemplaire remis à la société titulaire du contrat ainsi que les frais de timbre de l'original

conservé par l'ONHYM sont à la charge de la société titulaire du contrat.

SECTION 2 : GARANTIES DU MARCHE ET OBIIGATIONS GENERATES DU

TITULAIRE

Article 15 - Cautionnements provisoire et définitif

Ceutionnement Drovi5oire

ll n'est pas prévu de cautionnernent provisoire dans le cadre du present contrêt.

Cautionnêment délinitif

Page 8 sur 27

cDCr N" l1 l0 r7

Après signâture du contrat et en garantie des enBagements contractés par lui, le titulaire du contrat

présentera une caution définitive dont le montant est fixé à 3 % (trois pour cent) du montant (HTVA

du contrat pour le titulaire du contrat non résident au Maroc et TTC pour le titulaire du contrat

résident au Maroc).

ce cautionnement définitif ne aomoortant pas de date limite serâ fourni sous forme d'une caution

personnelle et solidaire délivrée par un organisme financier choisi parmi les établissements bâncaires

marocâins autorisés à cet effet.

ll devra être constitué dans les 30 jours qui suivent la notification de l'approbation du contrat et sera

remboursé ou levé à la fin de la d!rée du contrat, soit à la réception définitive. Mainlevée en sera

donnée par l'ONHYM.

Article 15- Retenue de garântie

Aucune reten!e de garantie n'est demandée dans le cadre du présent contrat-

Article 17- Domicile du titulaire

Les notifications du maître d'ouvrage sont valablement faites au domicile élu ou au siè8e social du

titulaire mentionné dans l'acte d'engagement.

En cas de changement de domicile, le titulaire est tenu d'en aviser le maître d'ouvrage, par lettre

recommandée avec accusé de réception, dans les quinze (15)jours suivant la date d'intervention de

ce changement.

Article 18-Obliqations de discrétion

Le titulaire qui, soit avant la notification du contrat, soit au cours de son exécution, a reçu une

communication, à titre confidentiel, de renseignements, documents ou objets quelconques, est tenu

de maintenir confidentielle cette communication. Ces renseignements, documents ou objets

quelconques ne peuvent, sans autorisation, être communiqué5 à d'autres personnes que celles qui

ont qualité pour en connaître.

Le maitre d'ouvrage s'engage à maintenir confidentielles les informations, signalées comme telles,

qu'il aurait pu recevoir du titulaire du contrat.

Anicle 19- Assurances et responsabilités

ll sera fait application des dispositions de I'article 20 du CCAG-EMO tel qu'il a été modifié et

approuvé par le décret n'02-05- 1433 du 06 Dou ôl Kaâda 1426 ( 28 décembre 2005).

Le titulaire du contrat est tenu de remettre à IONHYM les copies certifiées conformes des

attestations d'assurances délivrés par la compagnie d'assurances et ce, avant toute exécution du

conrrat,

SECIION 3 : INTERRUPTION DES PRESTATIONS

Article 20-Aiournements de l'exécution du contrat

1 - L'ONHYM peut à tout moment prescrire, par ordre de service motivé, l'ajournement de

l'exécution du contrat ou de l'un des lots.

Page 9 sur27

( t)C N' 1J-t0 t7

2'Lorsque le délai d'ajournement dépasse six (6) mois, le titulaire du contrat à droit à la résiliation

du contrat s'il la demande par écrit à l'oNHYM sans qu'il puisse prétendre à aucune indemnité. La

demande de résiliation n'est recevable que sielle est présentée dans un délai de trente (30)jours à

partir de la date de la notification de l'ordre de service prescrivant l'ajournement de l'exécution des

prestations pour plus de six (6) mois.

3 - En cas d'ajournements successifs dont le cumul dépasse six 16) mois, le délâide trente (30)jours

prévu au paragraphe 1 du présent article court à partir de la date oir les ajournements ont atteint six

{6) mois.

Aaticle 21- cas de force maieure

Lorsque le titulaire justifie être dans l'impossibilité d'exécuter le contrat pâr la survenance d'un

événement de force majeure telle que définie par les articles 268 et 269 du dahir du 9 ramadan 1331

(12 août 1913) formant code des obligations et contrats, il peut en demânder lâ résiliation.

SECTION 4 : PRIX ET REGLEMENT DES COMPTES

Article 22 - Câractères des pfix

Le contrat est à prix forfaitaire. Ce dernier comprend le bénéfice ainsi que tous droits, impôts, taxes,

frais généraux, faux frais et d'une façon générale, toutes les dépenses qui sont lè conséquence

nécessdire et directe du trdvdrl.

Article 23 - Révision des prix

Les prix sont fermes et non révisables pendant toute la d!rée du qontrat.

Article 24- Modalités de paiement

Le règlement sera effectué à 100 % par virement bancaire au compte et au nom du titulaire du

contrât, mentionné dans son acte d'engagement après signature du PV de réception définitive et la

réception des factures en 6 exemplaires sitnés et portant cachet du titulaire du contrat, dûment

approuvées par l'ONHYM.

Article 25 - Retenue à la source

Pour les rémunérations des prestations de toute nature utilisées au Maroc, fournies par des

personnes non-résidents au Maroc, une retenue à la source de 10% (dix pour cent) correspondant à

une imposition forfaitaire serâ prélevée par l'ONHYM sur le montant hors taxes de la facture remise

par le titulaire du contrat. L'ONHYM remettra au titulaire du contrat en retour le reçu de versement

au service des impôts marocain,

Article 25 - Pénâlités de retard

Sauf cas de force majeure dûment justifiée et admise par I'ONHYM, tout retard de livraison sera

pénâlisé. tâ pénalisâtion par jour de retard est fixée à 1/1000 du montant du contrat.

Page 10 sur 27

ct)c N. t1 l0t7

Le montant des pénâlités est plafonné à dix pour cent (10%) du montant initial du contratéventuellement modifié ou complété par les avenants intervenus. Cette pénalité sera appliquée sans

mise en demeure préalable et sera déduite du montant de la facture du tjtulâire du contrat.

Lorsque le plafond des pénalités est atteint, l'ONHYM est en droit de résilier le contrat après mise en

demeure préalable du titulaire du contrat. Et ce, sans préjudice de l'application des mesures

ccercitives Drévues Dar l'article 52 du CCAG-EMO.

L'application de ces pénalités ne libère en rien le titulaire du contratobiigations et responsâbilités qu'elle a souscrites au titre du contrat.

Les journées de repos hebdomadaire ainsi que les jours fériés ou chômés

calculdes pénalités.

de I ensemble des autres

ne sont pas déduits pour le

SECTION 5 : RECEPTIONS ET GARANTIES

Article 27 - Remise des livrables

Le titulaire du contrat remettra à TONHYM, dans les delais fixes, sous format papier et support

informatique en 3 exemplaires un rapport final contenânt le détail des résultats obtenus pour

chaque mission âinsique les interprétations, figures, cartes et graphiq!es.

ll remettra éSalement à IONHYM, par voie électronique, des rapports bi-mensuels de l'état

d'âvancement des prestations.

Article 28- Modalités de vérification des prestations et d'aporobation des documents- Qualité des

râppons

Les livrables seront vérifiés pâr l'ONHYM à partir de la date de leurs remise, l'ONHYM procèdera

comme suit :

Soit valider les livrables sans réserves ;

Soit inviter le titulaire du contrat à procéder à des corrections pour se conformer avec les

exigences du contrat dans un délai de 15 jours.

Dans tous les cas, les frâis de reprise des livrables sont entièrement à la charge du titulaire du

contrat.

Les délais que se réserve l'ONHYM pour approuver les livrables ne sont pas compris dans le délai

d'exécution du contrat. Ce délai est de 15 jours à compter de la remise des livrables.

Pft se ntotio ns d es I iv ro bl e s

Le titulaire du contrat sera tenu de fake, dans le délai contractueldu contrât, une présentation des

résultats des différentes missions objets du présent contrât.

Une copie électroniq!e de cette présentation sera remise à l'ONHYM.

Article 29 - Réception définitive

Page 11 sur 27

IcD( N" 14 :017

Sous réserve d'avoir satisfâit aux conditions du contrat, la réception définitive sera prononcée et

constatée par un procès verbâl de réception définitive signé conjointement par I'ONHYM et le

titulaire du contrat.

SECTION 6 : MESURES COERCITIVES ET REGLEMENT DES DIFFERENDS ET

LITIGES

Article 30- Mesures coeraitives

En cas de non respect des clauses du contrat par le titulaire du contrat, I'ONHYM se réserve le droit

de résilier le contrât sâns que le titulaire ne puisse prétêndre à âucun dommage et intérêt et ce,

après l'avoir mis en demeure de satisfaire à ses obliSations contractuelles dans un délaide 15jours.

ll sera fait également application dês articles du CCAG-Elvlo en matière de résiliâtion.

Article 31- Rèelement iudiciaire des litiges

En cas de litige et à défaut de règlement à l'amiâble dâns les 15 jours, seuls lês tribunaux de Rabat

sont compétents. [e présent contrât sera régi par le droit marocain.

Article 32- Annexes

Le pré5ent CPS contient les annexes suivantes :

- ANNEXE-I : Présentation de la zone d'étude (En anglais) ;

" aNNtxEnl : !iste des données disponibles sur le gisement de Tendrara ;

' ANNEXE-lll : Plân de déveloooement de la découvefte de Tendrara

NOM ET QUALITE DU PRESTAÎAIRE

CACHET ET SIGNATURE

LU ET ACCEPTE {A porterà lâ mainl

MAITRE D'OUVRAG€

Le Directeurdu Oéveloooement et Production

i Ê 0 r-.ra,lr {l.r lr ir' 1,.1 nf el -il:r'r.rl'.1!t rieri | \'1a s Gi5!nle irrs

rr,rsl',r,Rrôunr

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Page !2 sut 27

cDc N. 14-20 r7

ANNEXE

Pate 13 sur 27

( 1)( \" 1:1,10l1

ANNEXE-l: Présentation de la zone d'étude

Geographicalsetting

The Tendrara-lakbir Permits are located onshore the N[ part of Morocco- The area is called the"Halts Plateaux" and is marked by its mostly flat topogrâphy with altitudes ranginS from 1000 to1400 m (amsl). Moderately elevated hills and occasional relatively high reliefs (Jbel Mechkakour,

2120 m high) locally disturb the monotony of this topography.The area is marked by its irregular climate, which is Benerally semi-arid châracterized by cold winterswith occasionâl rains and verv hot and drv summers.

Figu.e 1: Tendrara - takbir permits geogrâphi.alsetling

GeoloeicelSettine:

The Tendrara structure is locâted in the Tendrara - Missour Basin representing a continuity of the

Non Deformed Saharan Hercynian plâtform and the AlSerian Triassic Province. lt shows the same

tectono sedimentary evolution as the Algerian Basins.

This Basin is located between three Geologic Domains: the lnverted High Atlas, the Fo ded Hercynian

Basement and the Non Deformed Sâhâran Platform (Figure 2). The Tamlelt High links it to this later

domatn,

PaBe 14 sut 27

Fisure 2: Geoloqlcâl settins of thê Tend ra.a-Lakbir oermits

The main objective in the area is represented by the Triassic Argilo Gréseux Inférieur (TAGI) resefloircomprised of sandstone and conglomerate, unconformably deposited on the Paleozoic formationsand covered bv thick Triâssic evaoorites.

The TAGI wâs deposited during two cycles correspondinB to TAGI-l and TAGI-ll (Figure 2):

- The Lower TAGI (TAGI-|) started with fine grained, low energy sediments, with local clear

lacustrlne influence, followed by a fining upward sequence. Environmental interpretatlonpoints to an alluviàl fan grading upwards and lalerally into braided river and hi8h sinuositystream. The sequence ends with flood plain shâles;

- The tJpper Cycle or TAGI-ll is characterized by a distinctly lowerenergy setting. This cycle beBins

with relativêly thin basal conglomerates and coarse sands grading into shale, suSgestive of an

environmênt starting with a meandering river settint gradually chânging into a flood plain.

CI)C N' l:l-2017

Page 15 sur 27

( l)C N' 1,1-:017

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fisure 3: Sedimentârv environments oftheTAGlreservoir in the Tendrara and Eerkine Basins

The wells drilled in the area show variable cementation and porositv. As a result, one of the main

issues in the TAGI reservoir quality is the diagenesis distribution, which is very variable and

unpredictable. The Hercynian Unconformity surface consisted of troughs and highs along which TAGI

sedimentation deposited. lt is believed thât the better quality braided stream sands mây have been

deposited within these troughs such âs SB 5 and 58-6 showed in Figure 4. Sedimentologicalinterpretâtion based on the TE-5 and TE 6 wells, located on the horst, indicates'pulse' sheet floodsof alluvial fan nature into a lacustrine/playâ lake broad plain-

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Page 16 sur27

cDC N' 14-20 r7

-il' r'r,. rE'Ûrùuù> |i{,rr.r.. t'.|!ô ll-

4u, I

Lôa.r or T.r x.Gyn{n &".o (H.rd 2010)

P.|.oM..t3 ôrrt 6.dmnl.ry 6.!!.nc. I I8...o! .t 20 10)

Figure 4: Modeloftop Hercynian surfâce and pêteo currents during the TAGlsequence l deposition withinthe 3D area

Petroleum Svstems:

Four Detroleum svstems hâve been identified in the Tendrara - Missour basin:

- The hybrid Paleozoic - Triassic petroleum system is the one marked bV the TAGI siliciclastic

reservoir, sourced from the Paleozoic formations and sealed by the Triassic Salt This system is

the primary objective in the Tendrara - [âkbir permits;

- The pure Paleozoic petroleum system could be interesting because the hydrocarbons were

generated from the Paleozoic source rocks;

The pure lriassic and the pure Jurassic petroleum systems have been estimâted to be of

negligible importânce.

The TAGI sandstones and conglomerates have been encountered by the nine wells drilied in the

areâlTE-1and TÊ 2 drilled by AGIP in 1966/1967;

-TE-3 was drilled by BRPM in 1984;

SBK-1 drilled bv Lonestar in 2000 on the Sidi Belkacem structure;

- TE-4 dnd TF-5 were drlled by MPE in 2006;

TE-6, TE-7 and TE-8 drilled by Sound Energy between 2016 and 2017.

'Ihe Tendrâra Horst discovery was later successfully àppraised by the TE_6 and Tt-7 wells, which

proved commercial flow rates. The recent TE-8 was drilled as an outpost to confirm reservoir and

hydrocarbon presence in a small 4 way dip closure located between the two mâin structures

(Tendrara and Lakbir); initial results indicate the presence of deteriorâted reservoir propert'es and

the new dataset is currently under evaluation.

.v

PaEe t7 sut 27

cDc N. l4-20t7

Orilled wells

Nine Eas wells have been drilled in theTendrara region (Figure 5)and a summary ofwell.esults is

shown in lable 1.

Figure 5: TE.7 Offaet well,locâtion map

the table below shows a summary ofthe dâta from the drilled wells in the Tendrara region:

well Company oateTO

(mMD)Target

Eottom holeformatlon

Shows Comments

TE-1 AGIP 1965 3185limestones -

Trlâssic

sandstoneS

CerboniferousGas shows inCerboniferousandTriassic

Short open hole test.Mud emulsified with gas.

Gàs bearing

TE.2 AGIP 1967 2688

lutesstclimestones-Triassicsândstones

CarboniferousGâs shows inTriassic

Short open hole test.Mud emulsitled with gâs.

Gas bearinS

ONAREP 1985 4363-Trlessic

sanostonesCarboniferous

Gas shows In

Liassic limestonesand inCarboniferous

NottestedReseruoir cut by a faultGas bearing.

sB|(-1 TONESTAR 2000-Triassic

sandstones

{raGr}

PalaeozoicGas shows inTriassicsandston€s

(TAG|).

aoDratsât.

TE.4 MPE 2006 3119

-Triassic

sandstdè.s(rf€t

Gâs shows inTriâssic

sandstones

Gas Bearing wellRigless test wlth minlfracNo hydrocarbons tosurface due to low

PaBe 18 sur 27

ctDC N" l4-t0 t?

Well Company DateTD

(mMD)TarSet

Bottom hol€tormâtlon

shows

IE-5 MPE 2005 2683

-Triasslc

sandstones

{TAGI)

Palaeozoic

Gas shows inTriassic

5êndstones

Rigless test with minifracGas discovery weil {TA6l)

SEM 2076 2665

-Triassic

sandstones(TACD

Gas shows in

Tiassicsandstones

Appraisal well of the TE'

5 discoveryRigless testMechanical stimulationProved commercialflowrâte from TAGI-I

IE-7 SEM 2016 3459

-Triassic

sandstones

{TAGI}

Triassic

(TAGI]

Gas shows inTriassic

sandstones

Appraisal well of the TE-

5 & TE'6 discoveries.

Open Hole welltest andEWT after MechanicâlStim(]lation ofTAGl-lconfirmed commerciel

T€.8 SEM 2017 3120

-Triassic

{TAGI)andwestphaliansandstones

westphalianGas shows inTriâssic ând

westphalian

outpostAppraisal/txplorationwell, low quality TAGI

shows linked to presênce

Table 1: Summaru ofthe Tendrara wells

.'

i .i. .1'

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( DC N" t1-1017

Seismic IntenJetation

The interpretation of the 3D seismic data covering the TE-5 Horst & Lakbir area was carried out onPetrel Platform. The lâkbir Structure NE of the TE-5 Horst was interDreted everv fifth inline and

crossline for the top Upper Salt, Volcanics, lower Salt and TAGI ll Sst horizons. Moreover, a quick-

look interpretation adopting auto-tracking functionality was performed for the top Upper Liassic

Ltmestones.

The Tendrara structure is a large structural closure, at TAGI level, compartmentalized into severalblocks by NE-SW faults. The mapping has been based on a 3D seismic acquisition coverin8approximately 490 km'z. lt is â 30 fold 3D seismic dataset acquired by CCG in 2004. These data wereprocessed by CGG to produce a Pre-Stack Time Migration volume delivered in 2004.

The volume was re-processed by Spectr!m in 2014. The chief objective of the reprocessing was toimprove data quality compared to the vintage processing. ldeally, this would include improvingamplitude preservation with a view to AVO analysis, ând improving definition of major structuralelements (i.e. faults). In particular, it was hoped to improve imaging of the TAGI reservoir an theLowerTriassic, at around 1200ms.

In âddition to the 3D seismic data set there are numerous 2D seismic lines amounting toapproximately 2000 line kilometres acquired between 1977 and 1984 using both explosive as well as

vibroseis as energy sources and located across the wider licence areâ. In total 382 line kilometres (12

lines)ofthese dâta have been reprocessed in 2002 by CGG and another.

1668line kilometres (43 lines)in 2007 by PGS. The quâlity ofthe reprocessed lines is highlyvariable.

The "TE'5 horst" is the object of the Phase 1 development and is located within the westerncompartment. lt is limited by two mâjor normal faults with similar direction. lt was penetrated by theTE-5 discovery well and appraised by the 1E-6 and TE-7 wells.

R!SERVOIR DESCRIPTION

The TAGI reservoir of this area can be defined as a verv low Porolperm reservoir. ln the "TE'5 Horst"the net pay is around 25 m, average porosity 8% ând averâge permeability ranges between 0.6 and 3mD.

Reservolr pressure is around 422 bar at datum (1250 m TVDSS, GDT in TE-5), and the raw Bascomposition is reported in the followinE table:

Page 20 sur27

(IDC N"

4.00262.0158

31.99EE2E.0 t 34

2,2.|)lmethylproprne2-U.tryb.a.n.

72.149872.11t072149670.1340

0.1000.1090.004

2-MatrPg.rt + 2.3-Dlmêtb.Bull.Lêttrylpontrng. Hsr,grnzrntçCyclo,gxtn3

88.176686.176678 1'134

'| 00.2034

100.20349E.187692.1102

114.2302

n-Hopttnrl$othylcycloh6xane

During the TE-6 & TE-7 well tests, a slight liquid production has been recorded with a CGR = 6-20sm3/Msm3 (1-3 stb/mmscfd). The .eservoir thickness within the TE-5 Horst appears to be tairlyconstant around 90m. Lateral variability of the sequence is fairly high but more pronol,nced in someportions, with recognizable main packages within which individual lâyers appear to chan8e inthickness and oualitv over a distance of a few hundred metres.

The sedimentological model of the TAGI deposition, is interpreted to be linked to large alluvial fans,

uncomformably deposited on Paleozoic rocks after a considerâble time hiatus, reworked by braided-type water streams and grading to flood plains and lacustrine environment in an arid climate.

The acquired log, core and well test data allowed a detailed reservoir description at well locations in

terms of petrophysical properties at differcnt scales, which locally appear to be strongly affected by

dia8enesis. This has led to a disconnectaon between the sedimentary/depositional architecture and

the petrophysical properties, which adds a level of com plex ity to the modelling effort.

The geological model built with Petrel attempts to simulate the resedoir châÉcteristic variability,which continues to be one of the mâin reservoir uncertainties to be assessed.

The other major uncertainty is the tas column height. special core analysis carried out on bottom

hole cores indicâtes â quite thick transition zone, very much depending on the facies/porosity of the

sample. Therefore, a key uncertainty is the proper allocation in depth of the FWL and GWC. The

water table has never been encountered in the TÉ-5 Horst (GDT at 1250m TVDSSS in TE-s) ând the

well tests conducted in TE-6 and TE-7 were all water free.

The deepest well in the Sw flank of the horst is TE-l., which was very brief,y tested by AGIP with

negative results (tight/damaged, no flow with Bas bubbles), but its pettophysical interpretation

Pdge 2l sur 27

( t)cr N" r4-2017

points to a fully gas bearinB sequence (GDI at 1637m TVDSS). The hydraulic continuity between the

crest of the structure, where TE-s, 6 & 7 were drilled, and the TE'1 area is uncertaini

compartmentalization (if any) could be due to faulting and/or lateral facies variations, but has not

been fullv understood vet.

The three main FWI- scenarios being investigated assume: a) a shallower FWL at about 1350m

TVDSS, disregarding the TE-1 petrophysical interpretation; B) a deeper Fwt below the GDT of TE-1; C)

seDarate FwLs for different compartments of the horst.

Outside the TE-s Horst, on its flanks beyond the main bounding faults and in the Lakbir structure, no

wells have been drilled, therefore the presence of 8as bearing TAGI reservoir is still not proven. In

particular the lakbir structure, climbing to shallower depths thân the TE 5 Horst towards the NE,

extends outside the 3D seismic survey area ând lts closLrre is poorly constrained by the 2D seismic

lines available. lt is believed that a larger stratigraphic closure, related to the reduction in thickness

of the TAGI reservoir towards the edge of its depositional basin, can be invoked to justify thepresence of gas in the Lakbir structure and beyond, including the area where TE-2 was drilled. This

well encountered the TAGI reservoir in the highest structural position of all the wells drilled in the

Permits, it is gas bearing accordjng to the petrophysical and well tests interpretations.

A Phase l dynamic model hâs been built with Eclipse. The geologicalvariability has been included in

the dynamic model but fluid contact levels and reservoir characterisation remain the largest

uncertâinties, especially for what concern the Krelând Swi (fringe zones)definition.

As a consequence of the âbove, of the general very low permeâbility of the reservoir and of the fact

that the development wells production performance forecast (horizontal multi stage mechanically

stimulâted wells) has been based only on a limited history match, the single well production profiles

are a main afea of concern. Therefore, the number of wells for the development and the URF remâin

imoortant uncertainties.

Linked to the above, the reservoir pressure behaviour in time is another uncertainty: this will affect

the timing of Compression ùnit start-up, the treatment plant operation pressure selection, and intra

field network design. lt is believed that the field production mechanism is mainly due to gas

expansion, as the aquifer is likely contâined in lower quality reservoir rocks.

Pàge 22 sut 27

c t)c N. I4-2017

ANNEXE-lll : Liste d€s données disoonibl€s sur le eisement de Tend.ara

well/ Asset Title

Tendrarâ

Tendrara Tendrara 3D Acquisition and Processing reports

Tendrarâ Tendrara 3D Reprocessing report

Tendrara Phase 13D Statac and Dynamic Geological moclels

Tendrara TÊ-5 Horst & takbir 3D Stàtic Geological model with Seismic interpretation

Tendrara -Meridja

Tendrarâ - Meridja HCIIP estimation

Tendrara sedimentological studies

TE,1 TE-1 Dailv Drillin Report

TE.1 TE-1 Drilling End of well report

TE-1 | È-r Lore He00rr

TE1 TE-1 End of well report

TE-l WellTest Reoort

TÈ-1 TE-1 Seismic VelocitV Report

LitholoSicalStudy ofTendrara TE 1

TE1 CPl, petrophysical evaluation

TE-1 E-loesLAS and images

TE 2 Dailv DrillinB Report

1E-2 TE-2 Drilling End of well report

TE-2 TE-2 core Report.pdf

TE-2 End of well report.pdf

TE-2 Well Test Report.pdf

rE-2 CPl, petrophysical evaluâtion

TE.2 Elogs LAS and images

Final Geological report (TE-3 Rapport de fin de sonda8e Final well report)

TE,3 TE-3 Drillins End of well report

TE-3 Lithological studyof offset well of Tendrara TE-3

cPl, perophysical evaluation

TE,3 Elogs tAS and imâges

RR 1to rE-2Explanatory note to the RR-l to TE-2 correlation, Structural interpretation,lmplication of uDdate loR interpretation

TE 1, TÊ.2, TE-

3 Svnthetics TE-1, TE-2 and Tt 3

TE.1, TE.2, TE-

3 Petrophysical Evaluation of Tendrara wells TE1, TE2 and TE3, 2002

TE,4 GeoloPical field Repo.ts

IE.4 Final Drilling and Completion Report

1E-4 Daily Drilling Reports

TE-4 Daily GeoloSical reports

rE-4 Directional Reoort - MWD. Core Gamma

DrillinB fluid recap

FinalWellTest Report

Page 2l sul 27

cDC N. t4-2017

Well / Asset Title

TE-4 18 4 acid treatement results

TE.4 CPl, petrophysical evaluation

TE-4 E-loÊs LAS and images

TE.4 Core study

GeoloÊicâl field Reports

TE-5 Final Drilline and Comoletion ReDort

Daily Drilling Reports

TE-5 Daily Geological reports

DirectionâlReoort - MWD. Core Gamma

Drilline fluid recao

FinalWellTest Rêport

TE-5 Acid-f lowtest-results

TE-5 aaid treâtement results

CPl, petrophvsica I eva luation

E-lo8s LAS and images

TE-5 Core study

2008 TE -5 re-entry operation (Daily reports)

2008-04 TE-5 Re-entrv lnterim reoort from EWT on TE-s

TE-5 2008-05 TE-5 Re-entrv camoaiEn operâtional report

2009 Post Remedial Work TE-5 2009 Rev2

TE-5 Hydr Frack Stimul Report

EwT obiectives and deliverables

TE.5 EWT Daily reports TE-5 well

Well intervention and extended welltest reportTE-5 Core analvses

Gâs samples analvsis

Indeoendent CPR TE-5

Daily Drilline Report

TE-6 DrillinÊ Fluid Report

Master LoB

TE-6 Mud Logging Report

Daily Activity Log

Operations Geology Reports

FINAL DIRECTIONALSURVEY

MWD-LWD GR

Drilling End Of Well Report

TE-6 CPl, petrophysical evaluation

E-loss LAS and imases

Welltest dailv ooerations reDort

TE-6 Welltest data

Final welltest ânalvsis reportTE-6 Core ânalvsas reports

TE 6 Fluid analysis TE 6 RSA La b Separator Gas Va lidation Repo rt

Dailv DrillinR Report

DrillinF Fluid Report

Page 24 slt 27

c't)c N" r4-20t7

Well/ Asset Title

1E-7 Master Los

1E-7 Mud Logging Report

TE-7 Daily Activity Log

operations Geologv Reports

TE-7 FINAL DIRECTIONAT SURVEY

rE-7 MWD.tWD GR

Drillins End of well Report

TE.7 CPl. petrophvsical evaluation

Final well test analvsis reDort

Welltest dèily operations report

TE.7 Well test datarE-7 EWT data & reports

TE.7 TE 7 Fluid analvsis RSA Lab Validation Report

TE-8 Dàily Drilling Report

TE-8 Drillin8 Fluid Report

Master Los

TE-8 Mud LoÊeinÊ Reoort

Operâtions Geology Reports

TE-8 Final directional survey

MWD-LWD GR

TE.8 Daily Activity Log

TE-8 Drilline End Of Well Repo.t

TE'8 CPl, petrophysical evaluation

TE-8 E-logs IAS and imâges

TE-8 Wireline tester interDretation

TE-8 core Analvsis reoons' ONGOING

TE-8 TE 08 Fluid analvsis RSA Lab Interim Validation Report

PaEe 23 sut 27

( t)C N" ll,:0tl

ANNEXEIV: Tendrâra discoverv develooment plan

Project Description

The "Phase 1" development is envisaging the development of the "TE 5 Horst" area only, wherethree successful wells have been drilled ( TE-5, TE-6 and TE-7). The current understânding, subject tothe concept selection activities ongoinB, is indicating a production plateau of 60,000 Scfd raw gas,

one single CPF located within the TE5 horst area and a certain number of development wells to be

dfilled in time to maintain the prodùction plateaLr.

At the cluster a first liquid'gas separation will occ!r with a final separation and extraction ofthe CO2

will be carried out at the CPF. The stream of gas will be brought at spec to be injected in the Tendrara

Gas Export Pipeline (TGEP)and consequently in the GME.

The key elements of the development plan are the following:

. Cluster/wells/intrafieldnetworki

. CPF and Compression;

. Export pipeline to GMt.

Cluster/ wells/intra-field network

. Development wells; horizontal (700-1000 m) rnulti stâge stim!lated {4 to 6 stages) drilledfrom clusters each of them accommodating from 2 to a maximum of 4 wells;

. Number of wells from 12 to 16j

. Drain tank/cold flare system;

. Hydro-Pneumatic Control Panel;

. Preliminary gas/liquid separations ând chemicâls injection facilities in each cluster;

. Network distribution from each cluster to the Central Processing Facility (CPF). CPF will be

located barycentrically within the various c usters: cluster max distance from CPF around Ikm. liquid and gas line from each cluster to CPF iniet manifold;

. Pressure reduction ât well head.

CPF

. modular concept. Each train for 30,000 Scfd raw gas treatment capacity;

. WorkinB Pressure 50-80 bar (Lrnder review within the concept selection);

. Each train composed by the following main units: three phase separation, gas dehydrâtion,CO2 (ammine technology) extraction (around 9%);

. Compression UNIT at CPF: multistage concept.

Export Pipeline. total length around 120 km;. total altitude difference between entry point at Tendrara ând tie-in at GE : 450 m;. entry pressure 110 bar - delivery pressure 80 bar;. selected diameter {to be decided during the concept selection)r 12" or 14".

Here below a sketch of the development concept.

PaEe 26 sv 27

CI)C N' I,l'2017

I ,.|i..')

I r..r.d.)

tËlro

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TE-5 Holst development concept

PaEe 27 sut 27