La simulation géostatistique et son apport à l’optimisation de l’exploitation des réservoirs en hydrocarbures: cas du réservoir TAGI–HBNS - Hassi Berkine Sud – Algérie
No Thumbnail Available
Date
2017
Authors
Journal Title
Journal ISSN
Volume Title
Publisher
Abstract
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 (), 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.
Trois analyses en composantes principales normées (ACP) - sur l’ensemble des
données pétrophysiques, sur leurs valeurs moyennes dans les puis et sur celles de chacune des
sous couches du réservoir ont été effectuées. Il en ressort que les paramètres pétrophysiques
forment deux principales associations. La première association est constituée par les
paramètres Vclay, Sw, DTCC, GRCC et NEPHCC et la deuxième par , K et SH. Ces deux
associations sont corrélées respectivement positivement et négativement à F1. La première
association représente le faciès argileux imperméable et donc défavorable à l’accumulation
des hydrocarbures. La deuxième par contre s’oppose à la première et elle représente le faciès
gréseux qui, lui, est favorable à l’accumulation des hydrocarbures.
La modélisation géostatistique à 2D du faciès pétrophysiques favorable par
l’intermédiaire du facteur score F1 a été faite. Cependant ce faciès ne reflète pas totalement
les potentialités réelles ou les quantités d’hydrocarbures renfermées car une zone d’un faciès
favorable peut être saturée en eau. Pour cette raison, une autre variable régionalisée a été prise
en considération : Il s’agit du volume d’hydrocarbure par unité de surface qui est exprimé à
l’aide du produit V0= .SH.H (H est l’épaisseur de la sous couche). L’étude géostatistique de
V0 a permis l’estimation des ressources en hydrocarbures dans les blocs d’un km2
de surface.
Leurs variances d’estimation ont été calculées.
La simulation géostatistique de la variable V0 à l’aide de la méthode de Simulation
Séquentielle Gaussienne –SSG- a été faites dans chacune des 08 sous couches du réservoir.
Les cartes simulées montrent les parties les plus potentielles en hydrocarbures dans ces sous
couches et où l’une d’elles serait la plus proche de la réalité.
Des analyses factorielles krigeantes –AFK- ont été effectuées sur les principaux
paramètres pétrophysiques , K, SH et Vclay et sur V0. La variographie de ces paramètres a
RESUME
montré des structures gigognes. Ce sont donc des fonctions aléatoires multiples. Les
variogrammes simples et croisés ont été calculés et ajustés. L’AFK a permis de calculer les
deux composantes pour chacune des paramètres ci cité sus dessus , l’une locale due à l’effet
de pépite et l’autre régionale représentée par le model sphérique de l’ajustement.
La composante locale du volume en hydrocarbure V0 représente les quantités en
pétroles dans les pores de formations - de la porosité primaire. La composante régionale
représente les ressources en pétrole dans les méandres, chenaux et les failles. Ces
composantes ont été cartographiées.
Les études statistiques multivariées (ACP) et géostatistiques (krigeage ordinaire,
simulation SG- et Analyse Factorielle Krigeante) ont permis de quantifier les différentes
ressources en hydrocarbures et localiser les zones où la réalisation de puits d’exploitations
permettrait d’optimiser cette dernière