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 (F), 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