Integrated seismic simulation and reservoir modelling for Stratigraphic & Structural Stratigraphic traps identification in Yabus formation (Melut Basin-southern Sudan)

Abstract

ABSTRACT

This research is covered Melut rift Basin the largest Basin in Sudan. This research

cover the merge 3D and targeting the modeling of Yabus formation.

The data base is from mainly proprietary exploration work consisting of more than

20,000km of seismic profiles, 2000km2 of 3D seismic, and more than 50 exploration

wells. There have been more than 15 oil and oil&gas discoveries.

The Melut Basin is a Meso-Cenozoic rift basin accompanied by the formation and

development of the Central African Shear Zone (CASZ) on the pre-Cambrian

crystalline and metamorphic basement of lower relief. Three stages of rift development

and fracturing have been identified, stronger in the Early Cretaceous and Paleogene

and weaker in the Late Cretaceous. Source rocks are the lower Cretaceous lacustrine

shales, whereas reservoirs and seals are both Paleogene and Upper Cretaceous.

Dominant structural styles are large-scale anticlines in the Paleogene anticlines in the

Paleogene sequences and antithetic normal fault-blocks in the Upper Cretaceous and

Paleogene.

The gentle slopes of each sub basin are favorable areas for petroleum accumulation and

enrichment. The faulted anticlines within the Paleogene syn-rift sequences are the main

trap types, whereas the antithetic fault-blocks of the Upper Cretaceous sequences are

secondary.

All data of formation tops, missing sections, seismic interpretation (faults and

horizons) and petrophysical data were used during the construction of the Petrel model.

The data was also quality-controlled for any inconsistency that might have occurred.

The 3D Petrel model workflow comprises mainly the structure modeling and the

property modeling.

The structure model includes fault framework and horizon modeling processes.

The fault model was built in time domain using the interpreted fault sticks then

converted into depth domain.

Top Yabus and top Samma formations are interpreted seismic surfaces and used in the

horizon modeling process in depth domain.

The other stratigraphic markers that were not seismically mapped were identified using

the well data with reference to Samma and Yabus grids. The property modeling

process was performed to populate the reservoir facies and properties inside the

structure model.

The petrophysical model of the porosity as extracted from the available petrophysical

analysis is populated into the 3D model with reference to the facies model.

The water saturation is populated using the facies model and the porosity model as a

secondary attribute. The proper QC processes were done for every phase.

Tow well location were identified according to the petrophysical, property and facies

models as stratigraphic traps.

II

الخلاصة

هذه الدراسة يغطي جزء من حوض ملوط الأخدودي والذي يعتبر من أكبر الأحواض الرسوبية المنتجة للنفط في

السودان(الجنوبي) هذا الجزء عبارة عن جزء مقطوع من كل المسوحات الزلزالية ثلاتية الأبعاد (seismic 3D (التي تم عملها

في حوض ملوط ويسمى(3D merge (وهذه الدراسة يستهدف متكون يابوس(Yabus (وهو المكمن الرئيسي في هذا الحوض.

قاعدة البيانات تتكون من الأعمال الإستكشافية لحوالي 20000كلم من البروفايلات السيزميية (الزلزاليه) ويغطي حوالي

2000 كيلومتر مربع من مساحة المسوحات الزلزاليه(seismic 3D (وأكثر من 50 بئرة إستكشافيه 15 منها منتجة للزيت

والغاز أو الزيت والغاز معا.

تكونت حوض ملوط نتيجة لإنفتاح وتطور أخدود شرق ووسط إفريقيا(CASZ (يتكون التتابع الطبقي لحوض ملوط الأخدودي

من رسوبيات عصر الميزوزويك والسينوزويك وصخور العصر ما قبل الكامبري المتبلورة (Cambrian-pre (متمثلة في

الصخور المتحولة في الجزء الأسفل من الحوض.

وقد تم تحديد مراحل لتطور وتصدع الحوض الأخدودي، أكثر قوة كانت في العصر الطباشيري المبكر(Cretaceous Early (

والعصر الباليوجيني وأضعف في أواخر العصر الطباشيري.

صخور المصدر هي صخور طينية يرجع بيئتها الترسيبية إلى البحيرات(shales lacustrine (وعمرها يعود إلى العصر

الطباشيري الباكر (Cretaceous lower .(أما صخور المكامن أو الصخر الخزان(reservoirs (وصخور الغطاء (seals (

فيرجع عمرهما للعصر الباليوجيني(Paleogene (والعصر الطباشيري العلوي(Cretaceous Upper.(

الأنماط البنائية الشائعة (styles structural Dominant (هي الطيات المحدبة بمقاسات كبيرة في العصر الباليوجيني في

تتابعات الصخور التي ترسبت في العصر الباليوجيني ومجموعة من الفوالق العادية في تتابعات صخور العصر الطباشيري

والبليوجين.

وجد أن الإنحدار اللطيف لكل حوض من الأحوض الجزئية يمكنها ا تكون من المناطق المفضله لتراكم الزيت. والطيات المحدبة

المتصدعة المتزامنة للعمل الأخدودي هي المصائد الرئيسية أما طبقات العصر الطباشيري العلوي تعتبر مصائد ثانوية.

إستخدمت قاعدة بيانات عريضة مثل قمم المتكونات(tops formation (والتفسير الزلزالي(interpretation seismic (

للفوالق والمتكونات الطبقية والمعلومات البتروفيزيائية خلال بناء نموذج بترل(model Petrel.(تم عمل ضبط وتدقيق لجودة

البيانات لعدم حدوث أي لبس أوتضارب في النتائج.

يبدأ عمل نموذج بترل ثلاثي الأبعاد بخلق هيكل من الفوالق المفسرة للمتكون المعني والذي يمثل صخر المكمن في هذه الدراسة

تم بناء نموذج للفوالق (model fault (في المجال الزمني بإستخدام الفوالق المفسرة ومن ثم ثم تحويلها إلى نطاق العمق. تم

ٍستخدمت فيما يسمى ب( horizon

تفسير أعلي متكوني يابوس وسما(formations Samma and TopYabus (وأ

process modeling (في نطاق العمق.

وقد تم تحديد العلامات الطبقية الأخرى التي لم يتم تعيينها أو تخريطها زلزاليا بإستخدام معلومات الابار وجعل

يابوس(Yabus (وسما (Samma (كمراجع ثم تم عملية ما يسمى بال(modeling property (لملء سحنة الصخر الخزات

داخل مايسمى بال(model structure (وقد أجريت عمليات مراقبة الجودة المناسبة لكل مرحلة.

وقد تم تحديد موقعين وفقا للنماذج البتروفيزيائية والخصائص الصخرية المستخرجة من النماذج المذكورة ( property

modeling(ونموذج السحنة (modeling facies (ذات خصائص ممتازة يمكن ان تحتفظ بالزيت كمكمن طبقي.