RESERVOIR CHARACTERISTICS OF BOKA BIL AND BHUBAN FORMATIONS OF NEOGENE SURMA GROUP, SRIKAIL GAS FIELD, BENGAL BASIN, BANGLADESH

RESERVOIR CHARACTERISTICS OF BOKA BIL AND BHUBAN FORMATIONS OF NEOGENE SURMA GROUP, SRIKAIL GAS FIELD, BENGAL BASIN, BANGLADESH. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

[img] PDF (MS thesis titled,"Reservoir Characteristics of Boka Bil and Bhuban Formations of Neogene Surma Group, Srikail Gas Field, Bengal Basin, Bangladesh)
MS_Thesis_Kazi Faiz Alam_g201706910.pdf - Submitted Version
Restricted to Repository staff only until 29 December 2020.

Download (13MB)

Arabic Abstract

دراسة المكامن البترولية مهم جداً لتطوير خطة الاستكشاف والإنتاج المناسبة والمستدامة. تهدف هذه الدراسة إلى دراسة مناطق الحجر الرملي الحامل للغاز والتحقق من الأسباب المتحكمة في عدم تجانس المكمن وجودته في تكوين بوبان من العصر الميوسين التابع لمجموعة سورما في حقل غاز سريكيل، حوض البنغال، بنغلاديش. ضمت الدراسة سجلات قياسات الآبار وبيانات العينات الصخرية التي تم جمعها من ثلاث تكوينات تحمل الغاز من حقل غاز سريكيل (بئر 3 و4) لتحقيق أهداف البحث. تشتمل طريقة الدراسة على تحديد السحنات الصخرية والكهربائية من العينات الصخرية وسجلات اشعة غاما على الترتيب، دراسة تجمعاتها وكذلك تحديد بيئة الترسب. وأجريت أيضا التحليلات البتروفيزيائية والبتروغرافية والجيوكيميائية على العينات الصخرية. وقد تم تحديد ثلاث مناطق تحمل الغاز هي د-العلوي، د-السفلي وي-الرمل من تفسير سجلات الآبار. تم التعرف على مختلف السحنات الكهربائية من تحليل سجل أشعة جاما. كما تم تحديد ثلاث مجموعات رئيسية من السحنات الصخرية مع بيئات ترسبها من تحليل العينات الصخرية للنطاقات المذكورة أعلاه، وأخيراً تم عمل نموذج تصوري للترسيب. وفقًا لسجلات الابار وتحليل العينات الصخرية، تتميز نطاقات د-السفلي وي-الرمل بقيم مسامية ونفاذية أعلى من رمل د-العلوي. هذه الأحجار الرملية متوسطة إلى دقيقة الحبيبات، معتدلة إلى جيدة الفرز وترسبت في بيئة نهرية إلى بيئة دلتا. استنادًا إلى مخطط تصنيف الحجر الرملي من فولك، تم تصنيف الأحجار الرملية على أنها أرينات تحت الاركوزية. تظهر السحنات ذات الحبيبات المتوسطة إلى الخشنة جودة خزان أفضل من رمال القنوات النهرية. هذه الرمال لها ما يصل إلى 15-20 ٪ من المسامية ونفاذية 30-100 ملي دارسي مع محتوى منخفض من المعادن المرنة وطبقات الطين المتداخلة. نفس هذه المكامن موجودة في حقل آخر على عمق ضحل وتظهر مسامية ونفاذية اعلى. تسيطر البيئات الترسبية وعمليات ما بعد الترسيب على جودة الخزان في الحقل المدروس. يلعب الضغط الميكانيكي دورًا رئيسيًا في جودة الخزان على المستوى الإقليمي. يزداد تأثيره على جودة الخزان مع زيادة نسبة الحبيبات المرنة في العينات. كما يلعب الطين مكاني النشأة مثل الايلايت والكاولينايت والكلورايت دورًا مهمًا في تقليل جودة المكامن. خفض طين الايلايت من المسامية والنفاذية عن طريق غلق المسام، كما يقفل الكاولينايت الفضاء بين الحبيبات ويملأ الكلورايت المسامية الثانوية الناتجة عن تحلل الفلسبار. قلل نمو الكوارتز أيضًا من مسامية ونفاذية العينات الصخرية التي تم فحصها عن طريق ملأ المسام. نظرًا لأن التكوين المدرسي هو المكمن الرئيسي المنتجة في بنغلاديش، يمكن دمج نتائج هذه الدراسة مع مزيد من الدراسات، مثل توزيع حجم المسام، ومع دراسات مشابهة على حقول الغاز الأخرى لتقييم تكوين بوكا بل وبوبان في مناطق أخرى. قد تعزز نتائج هذه الدراسة أيضًا فهم وتوقع الأهداف في الخزانات الأخرى من اجل الاستكشاف والتطوير. يمكن أن يساعد تحديد توزيع حجم المسام وتجميع البيانات التحت السطحية الأخرى لتشكيلات بوكا بل وبوبان من مجموعة سورما على نطاق إقليمي، على التنبؤ بجودة الخزان وبنيته في حوض البنغال.

English Abstract

Reservoir characterization is very important to develop the suitable and sustainable exploration and production plan. This study aimed to characterize the producing gas bearing sandstone zones and investigate controls on reservoir heterogeneity and quality of the Miocene Bhuban Formation of Neogene Surma Group at the Srikail gas field, Bengal basin, Bangladesh. The study integrated wireline logs and core samples’ data collected from three gas bearing zones of Srikail gas field (well-3 and 4) to achieve the research objectives. Methodology used in the study includes lithofacies and electro-facies identification from core and gamma ray log respectively, their association as well as determination of depositional environment. Petrophysical, petrographic and geochemical analyses were also carried out on the core samples. Three gas bearing zones D-upper, D-lower and E-sand were identified from wireline log interpretation. Different electro-facies have been identified from the gamma ray log analysis. Three main lithofacies associations with their depositional environments have also been identified from the core analysis of the above zones and finally a conceptual depositional model was constructed. According to the wireline log and core analyses, the D-lower and E-sands are characterized by higher porosity and permeability values than the D-upper sand. These sandstones are medium to fine grained, moderate to well sorted and were deposited in a fluvial to deltaic environment. Based on the Folk’s sandstone classification scheme, the sandstones were classified as subarkosic arenites. The medium to coarse grain facies association shows are of better reservoir quality than the fluvial channel sands. These sands have up to 15-20% porosity and 30-100 mD permeability with low ductile mineral content and less interbedded clay layers. The same reservoirs in the other field at shallower depth shows higher porosity and permeability. Depositional environments and diagenetic processes controlled the reservoir quality in the studied field. Mechanical compaction plays a major role on the reservoir quality regionally. Its effect on reservoir quality increases with increasing proportions of ductile grains in the samples. Authigenic clays like illite, kaolinite and chlorite also play an important role in reservoir quality reduction. Illite reduced the porosity and permeability by blocking pore throats, kaolinite occludes the intergranular space and chlorite fills the secondary porosity created by feldspar dissolution. Quartz overgrowth also reduced the porosity and permeability of the examined core samples by lining the pore throats. As studied formation is the main producing reservoir in Bangladesh, the outcomes of this study can be integrated with further studies, such as pore size distribution, same studies on the other gas fields to evaluate the Boka Bil and Bhuban formation in other areas. The results of this study might also enhance an understanding and prediction of other reservoir targets for exploration and development. The determination of pore size distribution and integration of other sub-surface data of the Boka Bil and Bhuban Formations of Surma group sediments on a regional scale, can help to predict the reservoir quality and architecture in Bengal basin.

Item Type: Thesis (Masters)
Subjects: Earth Sciences
General
Committee Advisor: Abdullatif, Osman Mahmoud
Committee Members: El-Husseiny, Ammar and Babalola, Lamidi Olabode
Depositing User: KAZI ALAM (g201706910)
Date Deposited: 30 Dec 2019 10:19
Last Modified: 30 Dec 2019 10:19
URI: http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/141382