Journal de géologie et géophysique
Libre accès

Abstrait

Évaluation volumétrique par modèle géostatique 3D pour le réservoir d'Abu Roash dans le champ d'Amana - bassin oriental d'Abu Gharadig - désert occidental - Égypte

Abu-Hashish MF et Ahmed Said

L'objectif principal de la construction d'un modèle géostatique est de déterminer la géométrie 3D de la roche réservoir et d'évaluer sa volumétrie en hydrocarbures. Pour atteindre cet objectif, le champ pétrolier d'Amana est pris comme exemple réel. Une approche méthodologique intégrée a été appliquée en commençant par la collecte des données et le contrôle de la qualité, puis en suivant l'interprétation des données géologiques, géophysiques et pétrophysiques disponibles. La zone du champ est située dans la fosse la plus orientale du bassin d'Abu Gharadig dans la concession d'East Bahariya dans le désert occidental d'Égypte. La roche mère de cette zone est la formation Khatatba du Jurassique supérieur qui s'est déposée dans un environnement de plateau continental à plateau intermédiaire interne. La roche réservoir est le sable Abu Roash « G », l'un des sept membres lithologiques de la formation Abu Roash. L'interprétation des données sismiques ainsi que des diagraphies de puits ont révélé la présence d'un bloc de horst, agissant comme un bon piège structurel, tandis que le carbonate Abu Roash « F » et le schiste Abu Roash « G » sont les roches de scellement. Français Les données de puits ont montré que la roche réservoir du champ d'Amana est le membre Abu Roash « G », qui comprend trois zones lithologiques de sable ; à savoir les zones supérieure, médiane et inférieure. De ces zones, la zone médiane est la plus attrayante et possède la meilleure qualité de réservoir. La teneur en schiste de ce sable est de 8 % contre 13 % et 26 % dans les zones supérieure et inférieure. De plus, le rapport épaisseur nette/épaisseur brute est inférieur à 18 %, supérieur à 35 % et environ 10 % dans les zones supérieure, médiane et inférieure, respectivement. L'analyse des données indique également que les zones supérieure et inférieure sont sensiblement imprégnées d'eau. Cependant, la zone de sable médiane semble être prometteuse. L'épaisseur nette payante dans cette zone varie entre 10 et 32 ​​pieds, la porosité de 19 à 22 %, la saturation en eau de 18 à 40 % et la perméabilité moyenne de 40 md. Sur la base du modèle géostatique du réservoir du champ d'Amana, il est conclu que cette zone constitue un prospect positif dans la partie la plus orientale du bassin d'Abu Gharadig. Le volume de pétrole (STOLIIP) dans le réservoir d'Amana est calculé à 10 millions de barils, avec un pétrole récupérable initial de 1,4 million de barils.