Petrophysical Evaluation of Bentui Formation - Hamra oil Field -Muglad Basin, Sudan

Abstract

الخلاصة حوض المجلد الاخدودي جنوبي السودان أكبر الأحواض الاخدودية التي تم اكتشافها في السودان والذي يمتد من الشمال الغربي- الجنوبي الشرقي حيث أ نه يحتوي طبقات رسوبية قارية سميكة من الحقبة الوسطى والحديثة متكونة نتيجة لبيئات قارية كبيئة الأنهار المدفونة او المضفرة او البيئات البحيرية .الدراسة الحالية هي تقيم بيتروفيزيائي لمتكون بانتيو –حوض المجلد لابار حمرا مربع (2B) النفطي في السودان. في هذه الدراسة تم استخدام تحليل بيانات ثلاثة ابار نفطية في حقل حمرا في حوض المجلد تشمل تسجيلات سبر الابار و التسجيلات الطينية والسجل الرئيسي والتقارير النهائية لجميع الابار ومن ثم استخدم برنامج للتقييم البتروفيزيائي وكل النتائج تم تأكيدها بالحاسبات اليدوية وذلك لبناء نموذج بتروفيزيائي دقيق. كل نتاج التفسير التي تم الحصول عليها من بعد حساب كمية وتوزيع الطين ومن ثم حساب متوسط المسامية وحساب التشبع بالماء ومن ثم وجد ان متوسط حساب كمية الطين 34 % ومتوسط المسامية 22 % وحساب التشبع بالماء81 % كل المعاملات البتروفيزيائية التي تم حسابها بالبرنامج متوافقة مع الحسابات اليدوية.

ABSTRACT Muglad basin is the largest rift basin discovered in Sudan, it trends northwest-southeast and consists of a thick Mesozoic and Tertiary continental syn-rift sequence buried by a MioceneRecent post-rift sedimentary cover sediments include fluvial alluvial and lacustrine environment with probability of coastal marine depositional environment. The present study was targeting the evaluation of the main petrophysical characteristics of Bentiu Formation-Muglad Basin Hamra wells, Block2B Oil Field in Sudan. In this study petrophysical evaluation had been conducted for three well Data of wells, include: Master logs, Final well reports, Conventional Wire Line logging and then interpreted using software. All result was confirmed by hand calculators to build petrophysical model. All the results of interpretation obtained after calculating the volume and distribution of the V – Shale, Porosity and Water Saturation. Then it was found that mean of calculating the average of V-shale 34%, the average porosity 22% and the average of water saturation 81%. All petrophysical parameters which calculated by software can be considered compatible with manual calculation.