Modélisations géostatistiques du faciès petrophysique du réservoir d’hydrocarbure de TAGI-Hassi Berkine Sud

Le réservoir d’hydrocarbure du Trias Argilo Gréseux Inférieur de Hassi Berkine Sud (TAGI-HBNS) appartient à la province orientale du Sahara algérien. L’association Anadarko-Sonatrach a exploré ce réservoir à l’aide de 61 puits. Les diagraphies effectuées dans ces puits ont permis de mesurer les paramètres: Perméabilité (K), Porosité (Φ), Saturation en Hydrocarbures (SH), Saturation en eau (Sw), Gamma Ray (GRCC), Sonic (DTCC), Densité (RHCC), Neutron (TNPHCC) et Volume en argile (Vclay) au niveau de la couche réservoir. Les Tests au puits effectués ont mis en évidence la très bonne connexion latérale dans la partie principale du réservoir. L’Analyse en Composantes Principales – ACP – effectuée sur l’ensemble des données des paramètres pétrophysiques a permis de déterminer l’association des paramètres représentant le faciès pétrophysique de la roche réservoir. Cette association est corrélée négativement au facteur de charge F1. Les ACP faites sur les données de chacune des principales sous couches réservoirs ont donné pratiquement le même résultat. Les modélisations géostatistiques de la répartition des valeurs des individus de F1 dans chacune des sous couches ont été faites à l’aide du krigeage ordinaire et de la Simulation Séquentielle Gaussienne. Les résultats de ces modélisations présentés sous forme de cartes à 2D ont été comparés à ceux obtenus par les modélisations géostatistiques du paramètre pétrophysique SH. Ces modélisations ont donné les mêmes secteurs potentiels : Les seules modélisations de F1 sont suffisantes.Mots clés: Modélisation, Réservoir d’hydrocarbure, Pétrophysique, Géostatistique, SimulationEnglish Title: Geostatistical modeling of petrophysical facies of hydrocarbon reservoir TAGI-Hassi Berkine SouthEnglish AbstractThe Lower Triassic Clay-Sandstone reservoir of Hassi Berkine South reservoir (TAGI-HBNS - Algerian Sahara) belongs to the eastern province of the Algerian Sahara. The Sonatrach-Anadarko Association explored this reservoir by the drilling of 61 wells. The logs carried in these wells have determined theses parameters: Permeability (K), Porosity (Φ), Saturation hydrocarbons (SH), Water saturation (Sw), Gamma Ray (GRCC), Sonic (DTCC), Density (RHCC), Neutron (TNPHCC) and Clay volume (Vclay) in the reservoir layers. Interference tests were performed between wells showed a very good lateral connection in the main part of the reservoir. The Principal Component Analysis - ACP - performed on the data set of petrophysical parameters was used to determine the association representing the petrophysical parameters of the reservoir rock facies. This association is negatively correlated to factor loding F1. The ACP made on the data of each major sub reservoir layers gave virtually the same result. The geostatistical modeling of the distribution of F1 individuals' values in each sub layers was done using ordinary kriging and sequential simulation gaussian. The results of these models in the form of 2D maps were compared to those obtained by the geostatistical modeling of petrophysical parameter SH. These models gave the same potential sectors: The only models of F1 are sufficientKeywords: Modeling, hydrocarbon Reservoir, Petrophysic, geostatistic, Simulatio