The characterization of a reservoir’s internal architecture is a major challenge, especially during the reservoir appraisal phase when the information is limited. At this stage, all the uncertainties affecting the quantity and distribution of hydrocarbons in the reservoir should be captured and accounted for in the evaluation of the final recovery to properly assess the viability of any development plan. A typical modeling workflow accounting for geological uncertainties consists in creating a large set of 3-D geological (static) models, selecting a few representative realizations out of this set based on the calculated hydrocarbons originally in place and simulating future production from the selected reservoir models for fixed well count and locations so as to propagate the uncertainty onto the final recovery factors. However, in channelized reservoirs connectivity plays a key role in the possibility of efficiently draining the reservoir with a reasonable number of wells, thus the subset of representative realizations should be selected not only based on the hydrocarbons originally in place but also based on the connectivity among the channels. To this end, an index quantifying the channel static connectivity was defined in the literature but it is demonstrated in this paper that this index fails to account for the internal architectural layout of the reservoir, namely amalgamation, which reflects the quality of the connectivity between channels. Thus, a new index is proposed by the authors to quantify channel amalgamation and steer the selection of representative geological models for subsequent fluid flow simulations. This new index was calculated for a series of synthetic channelized 3-D static models characterized by different degrees of channel sinuosity. Each model was then dynamically simulated under the same production constraints and the final hydrocarbon recovery was obtained. Eventually, the existence of a relation between channel amalgamation and production performance was assessed to prove the validity of the proposed index as a sampling criterion. The results confirmed that channel amalgamation, more than static connectivity, affects reservoir performance thus can be a better indicator to capture reservoir uncertainty. Nonetheless, the use of a global indicator still presents limits in the description of the internal geological setting of the reservoirs and this has implications in achieving an accurate selection of a subset of equiprobable models. Only by introducing information related to the spatial distribution of amalgamation these limits could be overcome in the future. Keywords: static connectivity, channel amalgamation, recovery factor, geological model selection, geological heterogeneity, production uncertainty.

Etude sur l’incertitude de la production du réservoir par l’utilisation de l’amalgamation du canal
La caractérisation de l’architecture interne d’un réservoir est un défi majeur, en particulier pendant la phase d’évaluation du réservoir lorsque l’information est limitée. Dans cette phase, toutes les incertitudes affectant la quantité et la distribution des hydrocarbures dans le réservoir doivent être pris en compte dans l’évaluation de la récupération finale afin d’évaluer correctement la viabilité de tout plan de développement. Un workflow de modélisation typique, tenant compte des incertitudes géologiques, consiste à créer un grand ensemble de modèles géologiques (statiques) en 3-D, en sélectionnant quelques realizations représentatives sur la base du calcul des hydrocarbures à l’origine en place et en simulant la production future des modèles de réservoir sélectionnés pour propager l’incertitude sur les facteurs de recuperation finale. Cependant, dans les réservoirs canalisés, la connectivité joue un rôle majeur dans la possibilité d’écouler efficacement le réservoir avec un nombre raisonnable de puits. Par conséquent, le sous-ensemble de modèles représentatifs devrait être choisi non seulement sur la base des hydrocarbures en place à l’origine, mais aussi en fonction de la connectivité entre les canaux. A cette fin, un indice qui quantifie la connectivité statique des canaux a été défini précédemment dans la littérature. Cependant, il est démontré dans ce document que cet indice ne peut pas décrire l’architecture interne du réservoir, à savoir l’amalgamation, ce qui indique la qualité de la connectivité entre les canaux. Ainsi, un nouvel indice est proposé par les auteurs pour quantifier l’amalgamation du canal et pour guider la sélection des modèles géologiques représentatives pour des simulations dynamiques ultérieures. Ce nouvel indice a été calculé pour une série de modèles synthétique canalisés caractérisées par différents degrés sinuosité de canal. Chaque modèle a ensuite été simulé dynamiquement sous les mêmes contraintes de production et de la récupération finale d’hydrocarbures obtenu. Finalement, l’existence d’une relation entre l’amalgamation du canal et la performance de la production a été évaluée pour prouver la validité de l’indice proposé. Les résultats ont confirmé que l’amalgamation du canal, plus que la connectivité statique, affecte la performance du réservoir et peut donc être un meilleur indicateur pour capturer l’incertitude du réservoir. Néanmoins, l’utilisation d’un indicateur global présente encore des limites dans la description de l’architecture interne des réservoirs et cela a des implications dans la réalisation d’une sélection précise d’un sous-ensemble de modèles équiprobables. Seulement en introduisant des informations relatives à la distribution spatiale de l’amalgamation ces limites peuvent être surmontés dans le futur. Mots-clé: connectivité statique, amalgamation du canal, facteur de recuperation, sélection de modèles géologiques, hétérogénéité géologique, incertitude de production.