المجلة الدولية للعلوم والتقنية

International Science and Technology Journal

ISSN: 2519-9854 (Online)

ISSN: 2519-9846 (Print)

DOI: www.doi.org/10.62341/ISTJ

مجلة علمية محكّمة تهتم بنشر البحوث والدراسات في مجال العلوم التطبيقية، تصدر دورياً تحت إشراف نخبة من الأساتذة

Reservoir Characterization and Reservoir Modeling Of Amal Formation in the Northern East Sirte Basin, Amal Oil Field

الباحث(ون):
  • Mohamed.A. Soltan
  • Isa.M. Abuwoden
  • Rajab El Zaroug
  • Marwa Alsayeh
المؤسسة:Zawiya Higher Institute for Oil and Gas Technologies -Zawiya- Libya
College of science, University of Tripoli
Department of Geological Engineer. University of Tripoli-Libya
University of Tripoli1
المجال:التقنيات الكيميائية و النفط
منشور في:العدد الثالث و الثلاثون - يناير 2024
الملخص
يتناول الملخص خزان الجوفي او مكمن أمال وهو موجد في العصر قبل العصر الطباشيري، والذي يعتبر خزان هيدروكربوني كبير في الامتياز رقم 12 في حوض سرت الشمالي الشرقي. يحد الخزان بشكل غير متماثل بتكوين مرغة من الاعلى ويتم تحديده من الأسفل بقاعدة جرانيتيه. تم دراسة تسعة آبار في هذا المشروع لبناء نماذج ثلاثية الأبعاد تمثل الخصائص الجيولوجية للخزان، مثل المسامية وتشبع المياه ونسبة الطين. أظهرت نتائج التحليل الطبيعي متوسط مسامية تتراوح بين 8.1٪ و11.9٪، ونسبة الطين حوالي 18٪، وتشبع المياه حوالي 27.5٪، ومتوسط سمك الطبقة الصافية لإنتاج حوالي 15٪ من السمك الكلي. وبناءً على تحليل السجلات، تبين أن نوعية صخور الخزان في الآبار كانت جيدة إلى متوسطة في منطقة شمال غرب الحقل ومتوسطة إلى ضعيفة في الجنوب الشرقي. تم بناء قطاعات عرضية لنماذج المسامية وتشبع المياه ونسبة الطين لعرض التوزيع الرأسي والأفقي للخصائص الطبيعية في خزان أمال في الامتياز رقم 12 من حقل أمال للنفط. الكلمات المفتاحية: الخزان الجوفي أمال، نموذج جيولوجي، التوزيع الرأسي والأفقي للخصائص الطبيعية.
Abstract
The Amal Reservoir of Pre-Upper Cretaceous Sandstone is a significant hydrocarbon reservoir in Concession 12, North-East Sirte Basin. The reservoir is unconformably overlaid by the Maragh Formation and unconformably underlain by a granitic basement. Eight wells have been studied in this project to build 3D structural and petrophysical models (porosity model, water saturation model, volume of shale model) represented by a 3D static geological model. Petrophysical analysis results revealed an average porosity of about 8.1–11.9%, a volume of shale of about 18%, water saturation of about 27.5%, and an average net pay thickness of about 15% of the gross thickness. Based on the log analysis, the analyzed wells' reservoir rock quality is fair to good in the area of the north-west and fair-poor in the south-east. Cross-sections of the porosity model show Water Saturation and Volume of Shale Models were built to illustrate the vertical and horizontal distribution of petrophysical properties in Amal Reservoir in Concession 12 of the Amal oil field. Key words: Amal Reservoir, Static Geological Model, Reservoir Rock Quality.