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Geophysical Reservoir Evaluation of Obaiyed Field, Western Desert, Egypt
Farag, Mohamed Ibrahim Abdel-Fattah Ibrahim
Die Obaiyed-Gaslagerstätte liegt in der westlichen Wüste Ägyptens, etwa 50 km südlich der Mittelmeerküste. Das produzierte Gas entstammt dem oberen Safa-Member der Khatatba Formation (Mitteljura). Das obere Safa Reservoir ist zu einem wichtigen Ziel in der Erforschung des Obaiyed-Feldes geworden und hat dazu beigetragen, die Exploration im nordwestlichen Teil der Western Desert in Ägypten neu zu beleben. Daher ist das Hauptziel dieser Arbeit ist die Bewertung des Kohlenwasserstoff-Potentials des Upper Safa Reservoirs durch Seismikdaten (2 D) und Daten der Bohrlochermessung. In den letzten Jahren wurde durch die Entwicklung leistungsstarker Computerprogramme die interaktive 3D-Modellierung die gängige Methode in der Erdölindustrie. Diese Veränderung der Leistungsfähigkeit in der Modellierung stellt eine tiefgreifende Erweiterung der Möglichkeiten für den Seismik-Interpreten dar, komplexe tektonische Strukturen zu erfassen. Der Vorteil der 3D-Modellierung liegt in darin, dem Interpreten zu erlauben, ein plausibles Strukturmodell zu erarbeiten durch die Anlage von geologischen Schnitten in beliebiger Richtung durch das Modell unter Einbeziehung der seismischen Profile und der Bohrdaten. Das Forschungsziel ist die strukturelle Definition des Upper Safa Reservoirs. Das Khatatba (Zahra)- und untere Safa-Member wurden modelliert, um die Fallenstrukturen in Bezug auf Störungen und Faltenstrukturen zu modifizieren. Um seismische Daten (in Zeit) mit Bohrloch-Daten (Tiefe) zu verknüpfen und ein Geschwindigkeitsmodell zu erhalten, wurden synthetische Seismogramme und „Check-shots“ benutzt. Das Geschwindigkeitsmodell wurde verwendet, um das Zeit-Modell (in Zwei-Weg-Zeit) in ein Teufen-Modell zu konvertieren. Seismische Profile durch das Obaiyed-Gasfeld wurden verwendet, um den strukturellen Rahmen des Upper Safa Reservoirs darzustellen. Die strukturelle 3D-Modellierung ergibt eine Unterteilung des Reservoirs in einzelne Schollen, welche die Identifizierung von Lokationen zukünftiger Explorationsbohrungen erlaubt. Zahlreiche geologische und geophysikalische Methoden konnten erfolgreich zur Ortung von Kohlenwasserstoff-Vorkommen eingesetzt werden, wobei es sich allerdings um indirekte Methoden handelt. Sie geben die strukturellen und stratigraphischen Positionen an, wo Kohlenwasserstoffe gefunden werden könnten. Allerdings sind sie noch kein Beweis dafür, ob in der Tat signifikante Kohlenwasserstoff-Akkumulationen in der Tiefe angetroffen werden können. Die einzige verfügbare Methode zur Beantwortung dieser Fragen sind Explorationsbohrungen. Basierend auf Daten aus 24 Bohrungen wurde die Log-Analyse des Upper Safa Reservoirs durchgeführt, um die Kohlenwasserstoff-führenden Zonen zu identifizieren und die Reservoireigenschaften zu untersuchen. Die wichtigsten petrophysikalischen Parameter in der Reservoir Bewertung sind die Porosität, die Permeabilität, die Kohlenwasserstoff-Sättigung und die Mächtigkeit. Die vorliegende Studie befasst sich auch mit der Beurteilung der Lithologie, die durch die Verwendung unterschiedlicher Logs beurteilt werden kann, z. B. Gamma ray-Logs, Porositäts-Logs und verschiedene „crossplots“. Ziel der umfassenden Untersuchungen dieser Studie ist eine qualitative Auswertung von Bohrungs-Log-Daten, die Bestimmung des Tonanteils des Reservoirs, der effektiven Porosität, der Kohlenwasserstoff-Sättigung (anteilig förderbar oder nicht-förderbar) und die Ermittlung der Netto-Mächtigkeit der produzierbaren Zonen. Die Datenintegration wurde durch PetrelTM, eine Reservoir-Modelling-Software von Schlumberger, ermöglicht. Das integrierte Modell wurde erstellt, um wichtige Entscheidungen beim operativen Vorgehen in der Feldentwicklung zu unterstützen. Die Ergebnisse dieser Studie verbessern auch die Charakterisierung des Reservoirs der oberen Safa-Sandstein Fazies und tragen dazu bei, potenzielle stratigraphische Fallen für Kohlenwasserstoffe zu identifizieren und somit die regionale Exploration zu fördern.
The Obaiyed Gas Field is located in the Western Desert of Egypt, some 50 km south of the Mediterranean coast. It produces gas from the Upper Safa member of Khatatba Formation (Middle Jurassic). The Upper Safa reservoir has become an important exploration target in the Obaiyed field and has helped to revitalize exploration in the northwestern part of the Western Desert in Egypt. Therefore, the main purpose of this thesis is the evaluation of hydrocarbon potential of the Upper Safa reservoir through integration of 2D seismic and well logging data. In the last years, with the advent of powerful computer workstations, the ability to perform interactive 3D modelling has become commonplace throughout the petroleum industry. This change in modelling capability represents a profound expansion of the modeller’s ability to comprehend the seismic response to complex tectonical structures. The advantage of 3D modelling lies in its capability to allow the interpreter to elaborate a plausible structure model by constructing cross sections along any line of section and through any well. The exploration objective is the structural definition of the Upper Safa reservoir. The Khatatba (Zahra) and Lower Safa member have been modelled to modify the trap in regard to fault and fold structures. Synthetic seismographs and check shots were constructed to tie seismic data (time) with well data (depth) and to obtain a velocity model. The velocity model is used to convert the time domain model to a depth domain model. Seismic profiles across the Obaiyed gas field are used to illustrate the structural framework of the Upper Safa reservoir. 3D structural modelling divides the study area to several compartments which can be used to propose locations for future exploration wells in the area. Many geological and geophysical methods have been found satisfactory for locating hydrocarbon occurrences but these are indirect methods. They indicate the structural and stratigraphic locations, where hydrocarbons might be found. However, they give no evidence whether there might indeed be a significant accumulation at depth. The only method available for answering these questions is the exploratory well. Well log analysis of Upper Safa reservoir was performed to identify hydrocarbon bearing zones and study reservoir properties based on data from 24 wells. The main petrophysical parameters needed to evaluate a reservoir are its porosity, permeability, hydrocarbon saturation and thickness. The objective of the present study deals with the determination of the lithology by using different log responses, e.g. gamma-ray logs, porosity logs and different crossplots. This integrated study aims to a qualitative interpretation of well log data and to calculate the shale volume, effective porosity, hydrocarbon saturation (movable and residual), and to predict the net-pay of the producible zones. Data integration was facilitated by the PetrelTM, Schlumberger’s reservoir modelling software. The integrated model has been used to support key operational and future field development decisions. The results of this study improve also the reservoir characterization of the Upper Safa sandstone facies, help to identify potential stratigraphic traps for hydrocarbons and hence will aid regional exploration.
