Dans le réservoir pétrolier de Zebbag (Crétacé moyen, SE de la Tunisie), une diminution imprévue de la production de pétrole a réduit les réserves récupérables prévues de 42% par rapport à leurs estimations initiales. Cette différence est interprétée comme étant la conséquence d’une mauvaise estimation initiale de l'hétérogénéité du réservoir. L'objectif principal de ce travail est de réévaluer les paramètres géologiques critiques qui étaient à l'origine négligés dans la prévision de la performance du réservoir. La diagraphie multi-paramètres de 17 forages et les carottes récupérées de quatre puits sont utilisés pour cette réévaluation. Ces données respectives sont traitées en conjonction avec une étude d'un analogue d'affleurement (loc. Dkhilet Toujane) pour approfondir notre compréhension des faciès sédimentaires, de l'architecture stratigraphique, de la diagenèse et de la géologie structurale rencontrés dans le réservoir Zebbag. L'analogue d'affleurement souligne l'importance de la dolomudstone à Thalassinoides pour les futurs scénarios de récupération de pétrole. Il montre également qu'à l'échelle régionale, il existe une perméabilité liée à la fracture améliorée qui coïncide avec une extension mi-crétacée de la lithosphère. La réévaluation de l'hétérogénéité des réservoirs montre que l'omission des argiles kaoliniques dans la modélisation des réservoirs peut expliquer la surestimation initiale de l'huile d'origine en place jusqu'à 25%. De nouvelles estimations des volumes d’argile indiquent l'importance de l'unité Zebbag-3 qui agit comme une barrière entre l'unité inférieure Zebbag-4 et les unités supérieures Zebbag-1 et Zebbag-2. Cette stratification complexe du réservoir peut expliquer un écart de 5% du facteur de récupération initial. Cette étude présente également un système des failles normales précédemment non identifiés qui peuvent être mis à profit pour augmenter la production actuelle de 1500 barils de pétrole par jour.L'hétérogénéité des réservoirs peut ainsi expliquer jusqu'à 30% de la surestimation initiale de l'huile récupérable. Les 12% restants sont probablement le résultat de problèmes dynamiques tels que la pression et la mouillabilité qui devraient être étudiés plus en détail. / In the Zebbag petroleum reservoir (Mid-Cretaceous, SE Tunisia), an unexpected decrease in oil production has cut the anticipated recoverable reserves by 42% of their initial estimates. This difference is interpreted as the consequence of a poor initial evaluation of the reservoir heterogeneity. The main objective of this work is to reassess the critical geological parameters that were originally overlooked in the prediction of the reservoir performance.Multi-parameter wireline logs from 17 boreholes and the recovered cores from four wells are used for this reassessment. These respective data are treated in conjunction with a study of an outcrop analog (loc. Dkhilet Toujane) to further our understanding of the sedimentary facies, stratigraphic architecture, diagenesis and structural geology that are encountered in the Zebbag reservoir. The outcrop analog emphasizes the significance of Thalassinoides dolomudstone for future oil recovery scenarios. It also shows that, at regional scale, there is an enhanced fracture-related permeability that coincides with a mid-Cretaceous extension of the lithosphere.The re-evaluation of the reservoir heterogeneity shows that the omission of the kaolinitic clays in the reservoir modelling can explain the original overestimation of the original oil in place by up to 25%. New estimations of shale volumes point to the significance of unit Zebbag-3 that acts as a fluid baffler between the lower unit Zebbag-4 and the upper units Zebbag-1 and Zebbag-2. This complex reservoir layering can explain a 5% discrepancy of the initial recovery factor. This study also presents a system of previously unidentified normal faults that can be leveraged to enhance the current production by 1500 barrels of oil per day. Reservoir heterogeneity can thus explain up to 30% of the initial overestimation of the recoverable oil. The remaining 12% are likely the result of dynamic issues such as pressure and wettability that should be further studied.