Reservoir quality controls and reservoir modelling of continental to transitional shallow marine sedimentary basins of Southern Nigeria

Kontinentale bis flachmarine Ablagerungssysteme enthalten weltweit bedeutende Kohlenwasserstofflagerstätten. Die Heterogenität der Gesteinsschichten stellt jedoch eine Schwierigkeit bei der genauen Abgrenzung und Erschließung von Lagerstätten, sowie den Förderstrategien dar. Ein besseres Verständnis der Eigenschaften von Lagerstätten und ihrer Verteilung und Kontrolle verspricht einen besseren Explorationserfolg. Das östliche Dahomey- und das Nigerdelta-Becken in Nigeria entstanden während der Trennung der afrikanischen und der südamerikanischen Platte im späten Mesozoikum, nach dem Auseinanderbrechen des Superkontinents Pangäa. Die lokale und regionale Heterogenität der Lithofazies erschwert die genaue Lokalisierung und Vorhersage der Lagerstättenvorkommen im östlichen Dahomey-Becken im Südwesten Nigerias. Im Gegensatz dazu ist das Nigerdelta im Südosten Nigerias ein erdölführendes Sedimentbecken. Das Verständnis der Heterogenität der Lagerstätten, die Kontrolle der Lagerstättenqualität und verbesserte 3-D-Modelle können in dieser Region einen größeren Explorationserfolg ermöglichen. In dieser Studie werden daher die Kontrollfaktoren eines Reservoirs im Rahmen einer statischen 3-D-Modellierung eines Onshore-Feldes im Nigerdelta-Becken anhand seismischer Daten und geophysikalischer Logs untersucht. Es wird gezeigt, wie wichtig die Lagerstättenqualität für das produktive Lagerstättenvolumen ist. Im Folgenden konzentriert sich diese Studie auf die diagenetische Geschichte und die Bewertung der Lagerstättenqualität von Lagerstättengesteinen im östlichen Dahomey-Becken unter Verwendung petrographischer, mineralogischer und petrophysikalischer Methoden an Kernproben, die aus flachen Erkundungsbohrungen und Aufschlüssen gewonnen wurden. Die räumliche Verteilung der Lagerstätteneigenschaften der deltaischen Sedimentgesteine in der Konzession "Atled Creek" im Onshore-Nigerdelta-Becken wurde in einem 3-D-Lagerstättenmodell dargestellt. Bohrlochgeophysikalische Gammastrahlen- und Dichtemessungen wurden zur Charakterisierung der Lithologie verwendet, während bohrlochgeophysikalische Neutronen-Porositäts- und Dichtemessungen zur Bewertung der petrophysikalischen Eigenschaften eingesetzt wurden. Die Verteilung der Ablagerungsräume wird durch einen stochastischen objektbasierten Ansatz modelliert, der die Heterogenität der Reservoireinheiten berücksichtigt. Die entsprechenden Trendkarten (Abstand zum Objekt, maximale Krümmung und Tiefentrends) dienten zur Eingrenzung der Verteilung der petrophysikalischen Eigenschaften innerhalb des Modells. In der Konzession wurden vier Lagerstätteneinheiten identifiziert, die gute bis hervorragende Lagerstätteneigenschaften aufweisen. Die in Mündungsarmen abgelagerten Sedimente weisen die beste Lagerstättenqualität auf. Sie dominieren die Fazies der tiefsten untersuchten Lagerstätteneinheit (EX 2.0), die die beste und einzige ölhaltige Lagerstätte in diesem Gebiet ist. Die übrigen drei Lagerstätteneinheiten (DX 6.0, DX 7.0 und DX 9.0) sind überwiegend gasführend. Die Unsicherheits- und Sensitivitätsanalyse hilft bei der Bewertung des ermittelten Kohlenwasserstoffvolumens und der Ermittlung der Empfindlichkeit der geologischen Modellparameter. Das erstellte Modell reagiert am empfindlichsten auf Unsicherheiten in Bezug auf den Tortuositätsfaktor, die Sortierung und die Ablagerungsräume der geologischen Eingangsparameter. Der diagenetisch gesteuerte Tortuositätsfaktor hat im Rahmen seiner Unsicherheiten den größten Einfluss auf das förderbare Reservoirvolumen. Die untersuchten kreidezeitlichen bis paläogenen, kontinentalen bis marinen Ablagerungen im östlichen Dahomey-Becken weisen eine hohe Heterogenität in ihren lithologischen Zusammensetzung auf. Diese unterschiedliche Verteilung der Lithofazies mit fluvialen, estuarinen und flachmarinen Sand-, Silt- und Tonsteinen sowie marinen Kalksteinen ist für die heterogenen Eigenschaften der Gesteine der Lagerstätte verantwortlich. Die Charakterisierung der klastischen Lithologien zeigt eine detritische Zusammensetzung, die von Quarz dominiert wird, mit untergeordneten Anteilen von Feldspäten und Gesteinsfragmenten. Die authigene Zusammensetzung wird von porenfüllenden Karbonatzementen und Eisenoxid- (FeOx) und Eisenoxidhydroxid- (FeO(OH)) Zementen dominiert, mit untergeordneten Kaolinit- und Glaukonitkörnern. Eisenhaltige Kalzit- und eisenhaltige Dolomit-Zemente sind nur in den Sandsteinproben aus flachen Erkundungsbohrungen im zentralen und westlichen Teil des Beckens vorhanden, während Siderit-Zementierung in einigen Proben einer Formation im östlichen Teil des Beckens auftritt. In den Aufschlussproben gibt es keine intensive Karbonatzementierung. Eisenoxide (FeOx und FeO(OH)) sind jedoch nur in den Aufschlüssen reichlich vorhanden, insbesondere in der Benin-Flanke östlich des Dahomey-Beckens. Detritale Tonmatrix (feiner Silt bis Ton) verschließt die Poren in einigen der Proben aus den flachen Bohrungen und Aufschlüssen. Zudem treten feste Kohlenwasserstoffe in den Porenräumen in Ölsanden einer Formation auf. Die besten Reservoirqualitäten werden für den arenitischen Sandstein mit einer Porosität von bis zu 47 % und einer Permeabilität von >10.000 mD erzielt. Die Durchlässigkeit in den matrixgestützten Sandsteinabschnitten der Bohrungen ist gering. Auch die starke FeOx- und FeO(OH)-Zementierung in der Benin-Flanke führt zu einer geringen Durchlässigkeit, da es keine Verbindungen zwischen der verbleibenden intergranularen Porosität gibt. Die wichtigsten Einflussfaktoren auf die beobachtete Lagerstättenqualität sind die Menge an Karbonatzementen, Eisenoxiden (FeOx und FeO(OH)) und die Tonmineralmatrix. In den Kalksteinen ist die Porosität mäßig, wobei Auflösung und Mikroporosität die wichtigsten Porentypen darstellen, die entsprechende Durchlässigkeit im Kalkstein ist jedoch gering. Cementstones weisen die geringste optische Porosität ≤ 0,7 % auf, während die besten Lagerstättenfazies in den Kalksteinen die Wackestones und Packstones sind

Advances in Unconventional Oil and Gas

This book focuses on the latest progress in unconventional oil and gas (such as coalbed methane, shale gas, tight gas, heavy oil, hydrate, etc.) exploration and development, including reservoir characterization, gas origin and storage, accumulation geology, hydrocarbon generation evolution, fracturing technology, enhanced oil recovery, etc. Some new methods are proposed to improve the gas extraction in coal seams, characterize the relative permeability of reservoirs, improve the heat control effect of hydrate-bearing sediment, improve the development efficiency of heavy oil, increase fracturing effectiveness in tight reservoirs, etc

Forecasting CO2 Sequestration with Enhanced Oil Recovery

The aim of carbon capture, utilization, and storage (CCUS) is to reduce the amount of CO2 released into the atmosphere and to mitigate its effects on climate change. Over the years, naturally occurring CO2 sources have been utilized in enhanced oil recovery (EOR) projects in the United States. This has presented an opportunity to supplement and gradually replace the high demand for natural CO2 sources with anthropogenic sources. There also exist incentives for operators to become involved in the storage of anthropogenic CO2 within partially depleted reservoirs, in addition to the incremental production oil revenues. These incentives include a wider availability of anthropogenic sources, the reduction of emissions to meet regulatory requirements, tax incentives in some jurisdictions, and favorable public relations. The United States Department of Energy has sponsored several Regional Carbon Sequestration Partnerships (RCSPs) through its Carbon Storage program which have conducted field demonstrations for both EOR and saline aquifer storage. Various research efforts have been made in the area of reservoir characterization, monitoring, verification and accounting, simulation, and risk assessment to ascertain long-term storage potential within the subject storage complex. This book is a collection of lessons learned through the RCSP program within the Southwest Region of the United States. The scope of the book includes site characterization, storage modeling, monitoring verification reporting (MRV), risk assessment and international case studies