The petroleum potential of the passive continental margin of South-Western Africa : a basin modelling study

Schmidt, Sabine; Littke, Ralf

doi:930

The petroleum potential of the passive continental margin of South-Western Africa : a basin modelling study

Schmidt, Sabine

2004

Verantwortlichkeitsangabevorgelegt von Sabine Schmidt

ImpressumAachen : Publikationsserver der RWTH Aachen University 2004

UmfangXVIII, 161 S. : Ill., graph. Darst.

Aachen, Techn. Hochsch., Diss., 2004

Genehmigende Fakultät
Fak05

Hauptberichter/Gutachter
Littke, Ralf (Thesis advisor)

Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2004-04-30

Online
URN: urn:nbn:de:hbz:82-opus-9309
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/59749/files/Schmidt_Sabine.pdf

Einrichtungen

Fakultät für Georessourcen und Materialtechnik (500000)

Inhaltliche Beschreibung (Schlagwörter)
Namibia (Genormte SW) ; Kontinentalrand (Genormte SW) ; Kohlenwasserstofflagerstätte (Genormte SW) ; Prospektion (Genormte SW) ; Muttergestein (Genormte SW) ; Geochemie (Genormte SW) ; Geowissenschaften (frei) ; Beckenmodellierung (frei) ; Kohlenwasserstoffpotenzial (frei) ; Südatlantik (frei) ; Kudu (frei) ; organische Geochemie (frei) ; Muttergesteine (frei)

Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 550

Kurzfassung
Das Kohlenwasserstoff-(KW)-potenzial der Kontinentränder des südlichen Südatlantiks wurde mittels geochemischer Untersuchungen an Muttergesteinen und an Gas- und Kondensatproben untersucht. Das Herzstück der vorliegenden Arbeit stellt eine 2D- Beckenmodellierung der KW-Bildung, -Migration und -Akkumulation des Kudugasfeldes, durchgeführt mit der Programmgruppe PetroMod (IES, Deutschland), dar. Die untersuchten paläozoischen bis unterkretazischen Muttergesteine können verschiedenen Phasen der Bildung der passiven Kontinentränder zugeordnet werden. Vor allem die aptischen Gesteine der Driftphase aus der DSDP 361 Bohrung und die paläozoischen Irati Schiefertonproben sowie paläozoische Präriftgesteine aus der Cruz-del-Sur-Bohrung weisen ein hohes KW-Bildungspotenzial auf. Die unterkretazischen Gesteine der beiden Kudubohrungen besitzen durch ihren hohen Gehalt an terrestrischer organischer Substanz und ihre fortgeschrittene Reife von ca. 1,7% Rr ein geringes KW-Bildungspotenzial. Das Kudugasfeld ist charakterisiert durch „trockenes” Gas (viel Methan im Vergleich zu höheren KW) mit geringen Kondensatanteilen. Das Reservoir befindet sich im Randbereich einer Sequenz von seewärts einfallenden Reflektoren (seaward dipping reflector sequence, SDRS) in vorwiegend äolischen Sandsteinen. Besonders bemerkenswert an dem Gasfeld ist, dass die aptischen Muttergesteine das Reservoir überlagern und somit gleichzeitig als Mutter- und Deckgestein wirken. Durch das 2D-Beckenmodell konnte die Möglichkeit einer abwärts gerichteten Expulsion von KW aus den aptischen Schiefertonen in das unterliegende Speichergestein bestätigt werden. Die sekundäre Migration der KW im Speichergestein findet auftriebsgesteuert in landwärtiger Richtung statt. Hauptphase der KW-Expulsion ist die Oberkreide (um 84 Ma). Zunächst findet eine Akkumulation von Íl im Reservoir statt, welches um 84 Ma zu ca. 20% mit Íl gefüllt ist. Durch zunehmende Versenkung in der Oberkreide steigt die Temperatur im Reservoir an. Zeitgleich nimmt die Sättigung des Reservoirs mit Íl ab, während die Gassättigung zunimmt. Heute beträgt die Gassättigung im Reservoir beinahe 100% während sich nur noch geringe Mengen Íl in den westlichsten und östlichsten Bereichen des Muttergesteines befinden. Die Abnahme der Ílsättigung im Reservoir geht mit einer generellen Abnahme der KW-Menge in der modellierten Sektion einher. Dies ist nur durch die sekundäre Umwandlung von Íl in Gas zu erklären, ein Prozess, bei dem KWs in kürzerkettige KWs und einen Kohlenstoffrest umgewandelt werden. Diese Disproportionierungsreaktion führt zu einem Verlust an KWs im System. Das Modell zeigt eine Wanderung von KW aus den beckenwärtigen und vermutlich stärker marin beeinflussten Teilen des Muttergesteins in das Reservoir an. Diese ist in Übereinstimmung mit der marinen Signatur der stabilen Kohlenstoffisotope des im Reservoir vorhanden Gases. Die Reife, die ebenfalls aus den delta 13C-Werten des Gases abgeschätzt wurde, beträgt ca. 1,4% Rr. Dies stimmt nicht mit der heutigen Reife der in den Kudubohrungen erbohrten Gesteinen überein, wohl aber mit der modellierten Reife der Muttergesteine zum Zeitpunkt der KW-Expulsion. Die vorliegende Studie zeigt, dass ein KW- Bildungspotenzial sowohl bei unterkretazischen als auch bei paläozoischen Muttergesteinen an den passiven Kontinenträndern des Südatlantiks vorhanden ist. Das Potenzial der unterkretazischen Gesteine wird durch die Gasfunde des Kudu- und des Ibhubesifeldes vor der Küste Namibias bzw. Südafrikas bestätigt. Die Untersuchung von oberflächennahen Sedimenten auf desorbierte KWs stützt diese Einschätzung und zeigt, dass an den Kontinenträndern des südlichen Südatlantik ein marines Muttergestein aktiv KW generiert. Das Beckenmodell verdeutlicht die Möglichkeit einer Expulsion von KWs aus den aptischen und barremischen Gesteinen in das unterliegende Speichergestein. Es ist vorstellbar, dass ähnliche Reservoire an den Kontinenträndern des südlichen Südatlantiks vorhanden sind.

The Petroleum Potential of the Continental Margin of South-Western Africa - A Basin Modelling Study The hydrocarbon potential of the continental margin of south-western Africa was assessed with means of a 2D basin modelling study of the hydrocarbon generation, migration and accumulation of the Kudu gas field. The basin model is based on well and seismic data from offshore Namibia and constrained by geochemical data on source rocks, natural gas samples and hydrocarbons desorbed from near-surface sediments. The modelling was conducted with the basin modelling software PetroMod (IES, Germany). The source rock samples investigated in this study originate from different phases concerning the opening of the South Atlantic Ocean. Lacustrine source rocks deposited during the Permian prerift phase are represented by the Whitehill and Irati shale samples from onshore Namibia and Brazil, respectively, and by samples from the Cruz del Sur well, offshore Argentina. Marine and terrestrial source rocks of Barremian to Aptian age deposited during the drift phase of the Atlantic opening were drilled in the wells Kudu 9A-2, Kudu 9A-3 (offshore Namibia), DSDP 361 (offshore South Africa), and Cruz del Sur (offshore Argentina). High petroleum generation potential was recognised for marine Aptian rocks from the DSDP 361 well, Neocominan and Paleozoic rocks from the Cruz del Sur well and for Permian lacustrine Irati shale samples. The dry Kudu gas with only minor condensate quantities is reservoired in the feather edge of a seaward dipping reflector sequence in predominantly aeolian sandstones. Remarkable about the gas field is that its reservoir is overlain by Aptian shales which are supposed to act as seal and source rock simultaneously. The 2D basin model confirms the possibility of downward hydrocarbon expulsion from the Aptian source shales in the underlying Aptian to Barremian reservoir. The downward expulsion is driven by the pressure gradient between the due to hydrocarbon generation high pressured shale and the lower pressured permeable sandstone. Secondary migration takes place buoyancy-driven in up-dip i.e. landward direction. Thus, the basin model indicates that hydrocarbons from basinward parts of the source rock migrate towards the trap. The terrestrial influence on those distal parts of the source rock is inferred to be less than in the drilled proximal part. Thus, the filling of the reservoir with hydrocarbons from the terrestrial influenced source rocks encountered in the Kudu wells as well as with hydrocarbons from more basinward marine source rocks is inferred. This interpretation is corroberated by the 13C values of methane, ethane, and propane from the Kudu reservoir which argue for a marine source rock. The maturity is estimated from the gas' isopotic signature to approximately 1.4% Rr which is not in concordance with today's maturity measured at the Barremian and Aptian shales in the Kudu area but with the modelled maturity at the time of petroleum expulsion. The gas was found to be dry in spite of its moderate maturity which might hint at oil to gas cracking induced by the high reservoir temperatures due to high heat flow and deep burial. The Kudu condensate shows a high content in aromatic compound thus indicating terrestrial input to the source rock. Therefore, the condensate is considered to possibly stem from more proximal parts of the source rock. The analyses of source rocks from the southern South Atlantic reveal a certain petroleum potential of Lower Cretaceous as well as Paleozoic source rocks. The potential of the Aptian to Barremian source rocks is evidenced by the Kudu and the Ibhubesi field offshore Namiba and South Africa, respectively. This finding is corroborated by the presence of thermogenic hydrocarbons in near-surface sediments taken at the continental margins of south-western African and Argentina. From the basin model downward expulsion of petroleum from the Aptian and Barremian source rocks seems reasonable. Thus, further reservoirs of the Kudu type might be present in the southern South Atlantic.

Fulltext:
PDF
(additional files)