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. ... mehrDie 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.

Continental to shallow marine depositional systems contain significant reservoirs worldwide. However, facies heterogeneity poses a difficulty in accurate prospect delineation, field development, and production strategies. Understanding of reservoir properties and their distribution and controls promise better exploration success.
The Eastern Dahomey and Niger Delta Basin in Nigeria are formed during the separation of the African and South American Plates in the Late Mesozoic, following the break-up of the supercontinent Pangea. Local and regional heterogeneity in lithofacies has made accurate location and prediction of reservoir rocks difficult in the Eastern Dahomey Basin in the west. ... mehrContrarily, the Niger Delta in the east is a highly petroliferous basin. The understanding of reservoir heterogeneity, reservoir quality controls, and improved 3-D models in this region can enable greater exploration success. Therefore, this study investigates the controlling factors of a reservoir within the framework of a 3-D static modeling of an onshore field in the Niger Delta Basin using seismic data and geophysical logs. It is shown how important the deposit quality is for the productive reservoir volume. In the following, this study focuses on the diagenetic history and deposit quality assessment of deposit rocks in the Eastern Dahomey Basin using petrographic, mineralogical and petrophysical methods on core samples collected from shallow exploration drilling and outcrop.
The spatial distribution of reservoir properties of deltaic sedimentary rocks in the “Atled Creek” concession in the onshore Niger Delta Basin has been highlighted in the 3-D reservoir model. Gamma ray and density well logs were used to characterize the lithology, whereas neutron porosity and density logs were used to evaluate the petrophysical properties. Depositional facies distributions are modelled by a stochastic object-based approach, which honors the heterogeneity of the reservoir units. The corresponding trend maps (distance to object, maximum curvature, and depth trends) were inputs in constraining the distribution of petrophysical properties within the model.
Four reservoir units that exhibit good to excellent reservoir properties were identified within the concession. The sediments deposited in distributary channels show the best reservoir quality. This dominates the facies assemblages of the deepest studied reservoir unit (EX 2.0), which is the best and only oil-bearing reservoir in the field. The remaining three reservoir units (DX 6.0, DX 7.0 and DX 9.0) are predominantly gas-bearing. Uncertainty and sensitivity analysis helps to assess the obtained volume of hydrocarbons and identify the sensitivity of the model geological parameters. The created model is most sensitive towards uncertainty in the tortuosity factor, sorting and depositional facies of the geological input parameters. The study of the factors controlling the reservoir volume showed that the diagenetically controlled tortuosity factor has the greatest influence on the producible reservoir volume within the scope of its uncertainties.
The examined Cretaceous to Paleogene, continental to marine deposits in the Eastern Dahomey Basin display a high heterogeneity in their lithological assemblages. This variation in lithofacies distributions containing fluvial, estuarine, and shallow marine sandstones and mudstones, as well as marine limestones, accounts for the heterogeneous properties of reservoir rocks.
Reservoir characterization shows a detrital composition dominated by quartz, with subordinate contents of feldspars and rock fragments. The authigenic composition is dominated by pore-filling carbonate cement, and iron oxide (FeOx) and iron oxyhydroxide (FeO(OH)) cements, with subordinate kaolinite, and glauconite grains. Ferroan calcite and ferroan dolomite cements are only present in the sandstone samples from shallow exploration wells in the central to western parts of the basin while siderite cementation occurs in some samples of one formation in the eastern part of the basin. Intense carbonate cementation is absent in the outcrop samples. However, iron oxides (FeOx and FeO(OH)) are only abundant in the outcrop analogs, especially in the Benin Flank east of the Dahomey Basin. Detrital clay-matrix (fine silt to clay) occludes the pores in some of the samples from the shallow wells and outcrops. Solid hydrocarbons also fill the pore spaces in the oil sands of one formation.
The best reservoir qualities are obtained for the arenitic sandstone with a porosity up to 47% and permeability >10,000 mD. The permeability in the matrix-supported sandstone intervals of the well is low. Also, intense FeOx and FeO(OH) cementation in the Benin Flank results in low permeability because of the lack of connections between the remaining intergranular porosity. The major controlling factors on the observed reservoir quality are the amount of carbonate cements, iron oxides (FeOx and FeO(OH)) and clay mineral matrix.
In the limestones porosity is moderate where dissolution and microporosity constitute the main pore types, however, the corresponding permeability in the limestone is low. Cementstones exhibit the poorest optical porosity ≤ 0,7% while the best reservoir facies in the limestones are the wackestones and packstones.