Stratigraphical, petrophysical analysis and geological modeling of the Gharif formation, Karim small fields, South-Eastern Oman interior basin

الموضوعات

علوم تطبيقية وتكنولوجية

الملخص

The Karim Small Fields (KSF) block, measuring approximately 70 km in length and 25 km in width, is located along the eastern flank of the South Oman Salt Basin. Based on facies distribution and reservoir characteristics, the Gharif Formation is subdivided into Lower, Middle, and Upper Gharif members. Within the Karim Small Fields block, the Gharif Formation contains oil-bearing zones in the Lower and Middle Gharif members. This study presents a stratigraphic and petrophysical analysis along with a three-dimensional geological (static) model. A stratigraphic framework was constructed by defining the lithofacies and lithofacies associations of the Gharif Formation using the available core section. Additionally, the study evaluates rock properties, reservoir quality, and hydrocarbon potential based on petrophysical analysis and static modeling within the Karim Small Fields block. An 18.2 m core section, covering only the uppermost part of the Middle Gharif Member, was used for stratigraphic analysis. Based on sedimentary structures and grain size, five lithofacies were identified: (i) poorly cross-laminated coarse to granule sandstone, (ii) planar laminated coarse to granule sandstone, (iii) trough cross-laminated coarse to medium-grain sandstone, (iv) rippled laminated fine-grain sandstone, and (v) poorly cross-bedded pebbly sandstone. Two lithofacies associations were defined based on these lithofacies: (i) channel-fill facies association, and (ii) crevasse splay facies association, both deposited by a multichannel, low sinuosity braided river system. Seventeen wells with basic conventional wireline logs were analyzed to identify rock types and lithologies, calculate shale volume, total and effective porosity, estimate permeability, fluid saturations, and fluid contacts in reservoir intervals across different fields. The well SM-84 was used as the analogy well for correlation, as core data were only available for this well, introducing some uncertainty in petrophysical parameter selection. Neutron-density logs provided reliable shale volume estimates after correlation with core-derived shale volumes, and the density log was subsequently used to calculate total and effective porosities. Four rock types were identified in the Gharif Formation: sand, heterolith, shale, and tight sand. Fluid saturations were calculated using the Indonesian equation due to the presence of shale units. Permeability was estimated using the polynomial equation: 𝑦 = − 9795.7 𝑥 4 + 8131.4 𝑥 3 − 2418.7 𝑥 2 + 316.12 𝑥 − 13.731 y=−9795.7x 4 +8131.4x 3 −2418.7x 2 +316.12x−13.731 The oil-water contact in each field was determined from deep resistivity and density logs, as pressure data were unavailable. The thickness of sand bodies decreases from the eastern and southeastern parts (source area) toward the western and northwestern parts (basinal area) of the Karim Small Fields. Thickness variations within the block are attributed to erosion effects, salt withdrawal and dissolution, and distance from the source area. Integration of all petrophysical data led to the construction of a consistent 3D geological model. A grid size of 100 m × 100 m was selected for the 3D structural framework, resulting in a total of 30,810,780 grid cells. The Gharif Formation was subdivided into five stratigraphic zones based on sand body distribution identified in the correlation section, with a total of 165 vertical layers. A facies model for the Gharif Formation was established using reservoir rock typing results and Truncated Gaussian Simulation. Property modeling included effective porosity modeling via Sequential Gaussian Simulation. Volumetric calculations indicate a total oil-in-place volume of approximately 52,680 × 10³ sm³ for the Karim Small Fields.

روابط وملفات

التعريف والنوع

رقم الوثيقة

f629c979-c479-4c5f-adb8-aed5f482aefb

رقم العقد

0

نوع الوسائط

Crawler

نوع المحتوى

الرسائل العلمية

صيغة المصدر

رسائل ماجيستير

نوع الملف

pdf text

أسماء الملفات

f629c979-c479-4c5f-adb8-aed5f482aefb_1.pdf

بيانات النشر

ترجمة العنوان

التحلي الطبقي والبتروفيزيائي و النمذجة الجيولوجية لتكوين غريف حقل كريم الصغير الحوض الداخلي جنوب شرق عمان

ألقاب المؤلفين

[{"name_ar":"Iftikhar Ahmed","title_ar":"اشراف","title_en":"Supervision"},{"name_ar":"Khalil AL Hooti","title_ar":"اشراف","title_en":"Supervision"},{"name_ar":"Samar Salim Said Al-Mahrouqiyah ","title_ar":"اعداد","title_en":"Preparation"}]

اللغة

English

المصدر والدورية

اسم المصدر

Stratigraphical, petrophysical analysis and geological modeling of the Gharif formation, Karim small fields, South-Eastern Oman interior basin

المحتوى والصفحات

عدد الصفحات

0

ترجمة الملخص

تقع منطقة امتياز رقم (6) لحقول كريم الصغيرة على الجناح الشرقي للحوض الملحي الجنوبي، وتمتد على طول حوالي 70 كم وبعرض 25 كم. تحتوي هذه المنطقة على تكوين "غريف"، الذي يُعد خزّانًا نفطيًا في الجزءين الأوسط والعلوي منه، حيث تم تحليل خصائصه الطبقية والبتروفيزيائية وبناء نموذج جيولوجي ثلاثي الأبعاد. تهدف هذه الدراسة إلى تقديم تحليل طبقي وبُعدي متكامل لبناء إطار جيولوجي طبقي، من خلال تحديد ترابطات الصخور وتقييم خصائصها وجودة الخزان، إضافة إلى دراسة الإمكانات الهيدروكربونية لتكوين غريف ضمن منطقة الامتياز. تم إجراء التحليل الطبقي على 18.2 مترًا من العينات الصخرية المستخرجة من الحفرة الخاصة بالجزء الأوسط من تكوين غريف. ومن خلال تحليل البنية الرسوبية وحجم الحبيبات في هذه العينات، تم التعرف على خمس ترابطات صخرية، وهي: حجر رملي حبيبي إلى خشن ذو طبقات متقاطعة رقيقة. حجر رملي حبيبي إلى خشن ذو طبقات مستوية. حجر رملي متوسط إلى خشن الحبيبات ذو طبقات متقاطعة. حجر رملي ناعم الحبيبات متموج. حجر رملي مرصوف بالحصى. وبما أن العينات تغطي فقط الجزء العلوي من غريف الأوسط، تم تحديد نوعين من البيئات الترسيبية هما: ترسيبات ملء القناة، وترسيبات نهر متعدد القنوات منخفض الانسيابية. ولتحليل الخواص البتروفيزيائية، تم استخدام 17 سجلًا سلكيًا تقليديًا لتحديد كمية الطين الصخري، المسامية الكلية والفعالة، تركيب الصخور، تشبع السوائل، تقدير النفاذية، وتحديد الحد الفاصل بين النفط والماء في المكامن. وقد تم الاعتماد على البئر النموذجي "SM-84" لإجراء الحسابات، نظرًا لتوفر العينات الصخرية منه فقط. أظهرت سجلات الكثافة والنيوترون تطابقًا جيدًا مع نتائج العينات في تحديد كمية الصخور الطينية، وبالتالي استُخدم سجل الكثافة لحساب المسامية. وتم تصنيف الصخور في تكوين غريف إلى أربعة أنواع: الرمل، الرمل المخلوط بالطين الصخري، الطين الصخري، والرمل المضغوط. لحساب تشبع السوائل، استُخدمت المعادلة الإندونيسية نظرًا لوجود الطين الصخري، وتم تقدير النفاذية باستخدام معادلة متعددة الحدود: 𝑦 = − 9795.7 𝑥 4 + 8131.4 𝑥 3 − 2418.7 𝑥 2 + 316.12 𝑥 − 13.731 y=−9795.7x 4 +8131.4x 3 −2418.7x 2 +316.12x−13.731 أما الحد الفاصل بين النفط والماء، فقد تم تحديده من خلال سجلات المقاومة العميقة والكثافة بسبب عدم توفر بيانات الضغط. أظهرت النتائج أن حقول أرنب، غمر، غزر، كريم، سلوى، ورد، وزير، وزهرة تحتوي على مؤشرات لتراكم النفط في طبقات الرمال. يتناقص توزع المسطحات الرملية من الشرق والشمال الشرقي (منطقة المصدر) باتجاه الغرب والشمال الغربي (المنطقة القاعدية) ضمن الامتياز، ويُعزى المصدر الرئيسي للرواسب إلى مرتفعات "حقف". كما تم تفسير التباين في سماكة التكوين بين الحقول المختلفة على أنه ناتج عن تأثيرات التعرية وانحلال الملح. وقد أدى دمج جميع بيانات التحليل البتروفيزيائي إلى بناء نموذج جيولوجي ثلاثي الأبعاد متماسك، باستخدام شبكة بمقاس خلية 100×100 متر، بعدد إجمالي للخلايا بلغ 30,810,780 خلية (399×468×156). وقد تم تقسيم تكوين غريف إلى خمس وحدات طبقية داخلية، بناءً على توزيع الأجسام الرملية المحددة في قسم التطابق، ليبلغ العدد الكلي للطبقات الرأسية 165 طبقة. أُنشئ نموذج للسحنات الصخرية لتكوين غريف اعتمادًا على الأنواع المحددة سابقًا، باستخدام محاكاة "غاوسية متسلسلة". وتشير الحسابات الحجمية إلى أن الحجم الكلي للنفط في حقل كريم الصغير يقدّر بـ 3.10 × 52,680 متر مكعب (sm³).

كلمات الباحثين

Petroleum--Geology--Oman

إشراف وإعداد

الإشراف

Iftikhar Ahmed, Khalil AL Hooti

الإعداد

Samar Salim Said Al-Mahrouqiyah

الاقتباسات الببليوغرافية