همواره اکتشاف و استخراج مخازن هیدروکربنی با ریسک بالا، صرف وقت و هزینه های بسیار همراه بوده است. در این خصوص، محاسبه ی خصوصیات مخزن و آگاهی از توزیع فضایی پارامترهای آن نقش مهمی را در اتخاذ استراتژی های صحیح و مناسب در مدیریت منابع هیدروکربوری ایفا می کند. معمولاً در هر میدان نفتی بدلیل هزینه ی زیاد، زمان بر بودن و سایر مشکلات حفاری، فقط تعداد محدودی از چاه ها مغزه گیری می شود. بنابراین نیاز به استفاده از روش های تخمینی جایگزین جهت دستیابی به پارامتر پتروفیزیکی هدف در کل فضای مخزن بخوبی احساس می شود. در این مطالعه، اطلاعات حاصل از 11 از حلقه چاه در یکی از مخازن نفتی جنوب غرب ایران به شکل تاقدیس با طول 12 کیلومتر و عرض 700 متر در دسترس بوده است، که از سه چاه آن مغزه-گیری شده است. دو حلقه چاه به دلیل عدم داده ی کافی و موقعیت نامناسب از محاسبات کنار گذاشته شدند. پارامترهای فیزیکی تخلخل، اشباع آب (یا نفت)، تراوایی و فشار مویینه از جمله پارامترهای مهم وحیاتی هستند، که باید در مخزن مورد مطالعه تخمین زده شوند. دو پارامتر اول به طور مستقیم و با پردازش نگارهای مربوطه توسط نرم افزار پتروس در تمامی نقاط چاه محاسبه شده اند. ولی دو پارامتر دیگر مستقیماً با پردازش نگارها قابل حصول نیستند و از آزمایشات مغزه به دست می آیند. بنابراین لازم است برای محاسبه ی آنها، مدل های معتبری تدوین شوند. پس از پردازش اولیه ی داده ها با آمار کلاسیک، برای دو جامعه ی تراوایی پایین شامل لیتولوژی های دولومیت و شیل (لیتولوژی 1) و تراوایی بالا شامل آهک و ماسه سنگ (لیتولوژی 2) مدل های مناسب رگرسیونی چند متغیره ی به دست آمد. نتایج این مدل ها برا ی داده های اعتبار سنجی مناسب بوده است. پارامتر تراوایی با استفاده از شبکه های عصبی ترکیبی نظارت شده نیز تخمین زده شد، که نتایج حاصله حاکی از ضریب تبیین 86/97 درصدی در نمودار مقادیر تخمینی در مقابل مقادیر اندازه گیری شده می باشد. مدل های رگرسیونی فشار مویینه ی جابجایی و اشباع از آب باقیمانده، جهت محاسبه ی پارامتر فشار مویینه از مدل هریس و گلدسمیت (2001) به دست آمدند. پس از تخمین درون چاهی این پارامترها با مدل های مربوطه، هر یک از آنها با روش تخمین زمین آماری به طور بلوکی سه بعدی در مخزن تخمین زده شدند. نتایج حاصل از تخمین به روش کریجینگ سه بعدی حاکی از تطابق مناسب هیستوگرام های داده های اولیه و تخمین زده شده می باشد. ضمن ترسیم مدل سه بعدی این پارامترها در مخزن نتایج زیر به دست آمد: مناطقی با لیتولوژی ماسه سنگ و شیل دارای تخلخل متوسط هستند. آهک ها (و تا حدودی دولومیت ها) دو رفتار متفاوت تخلخل بالا و پایین را به دلیل وجود شکستگی از خود نشان می دهند. مرز اشباع از نفت بالای 50 درصد در سمت شرقی مخزن از حدود 2800 متر تا حدود 2830 متر متغیر است. اما این مرز در بخش های غربی تا اعماق حدود 3000 متر و بیش از آن نیز دیده می شود. تراوایی در نواحی آهکی که تخلخل بالا در آنها دیده می شود، مقادیر بالایی از خود نشان می دهد. پایین بودن مقادیر فشار مویینه در این ناحیه دلیلی بر وجود تخلخل هایی از نوع درزه و شکستگی با اندازه ی گلوگاهی مناسب می باشد. برای نواحی شیلی، دولومیتی و آهک های فشرده (با تخلخل پایین) مقادیر کمی برای تراوایی دیده می شود. از طرف دیگر مقادیر بالای تراوایی با اغلب ماسه سنگ ها تطابق مناسبی دارد. همچنین ذخیره ی هیدروکربوری برای تخلخل حدی 5 درصد معادل 3344580 ± 11051800 مترمکعب، با خطای 44/15 درصد به دست آمد. جهت ایجاد سهولت در استفاده از نتایج این تحقیق، الگوریتم مورد نیاز برای تخمین پارامترهای پتروفیزیکی این مخزن طراحی و در محیط نرم افزار مطلب پیاده گردید.