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

Sedimentation, depositional environments, and hydrocarbon potential of the Maastrichtian-Paleocene Araromi Formation, eastern Dahomey (Benin) Basin, southwestern Nigeria

The Cretaceous sediments in southwestern Nigeria are host to one of the largest bitumen deposits in the world. In the current paper, an integrated study on sedimentology, palynology, and applied petroleum geochemistry of the Maastrichtian-Paleocene Araromi Formation was used to determine the depositional environments and hydrocarbon potentials of the formation on the eastern Dahomey Basin. Four sedimentary lithofacies were identified from core samples, namely, lower limestone (F$_{1}$); medium to coarse-grained sandstone (F$_{2}$); lower loosely consolidated sandstone (F$_{3}$); and shale and siltstone (F$_{4}$). Sedimentation in the eastern Dahomey Basin occurred mainly in fluvial and shallow-marine (shelf) environments. The palynological assemblages of the Araromi Formation reflect deposition in coastal through brackish water to shallow shelf environment with periods of localized wind-induced storms. The shale and siltstone samples of the Araromi Formation are characterized by total organic carbon (TOC) values of up to 2.50 wt % and S$_{2}$ (hydrocarbon-generating potential) values ranging from 0.26 to 0.70 mgHC/g rock, indicating poor source rocks. Shales show poor quality and thermally immature organic matter at shallow depth and could neither have generated liquid hydrocarbon nor contributed to the heavy oil occurrence on the bitumen and tar-sand belt of eastern Dahomey (Benin) Basin