Bewertung der Reservoir‑Heterogenität mit dem Turbulenzfaktor als effektives Werkzeug zur Klassifikation hydraulischer Flusseinheiten für den Bohrloch BM-85, Golf von Sues, Ägypten

Warum Gesteinsschichten unter dem Roten Meer wichtig sind

Unter den Gewässern des ägyptischen Golfs von Sues steuern dünne Sand‑ und Tonschichten, ob ein Ölfeld weiter produziert oder austrocknet. Selbst in vielversprechend erscheinenden Bohrlöchern lassen einige Gesteinsschichten Öl frei passieren, während andere es hartnäckig blockieren. Dieser Artikel untersucht eine neue Methode, um diese verborgenen Schichten in einem einzelnen Bohrloch, BM‑85, zu unterscheiden — und zwar nicht nur anhand der Porosität der Gesteine, sondern anhand der chaotischen Art, wie Flüssigkeiten durch ihre winzigen Durchgänge fließen.

Ein komplexes unterirdisches Flickwerk

Die Studie konzentriert sich auf die Untere Senonian‑Formation, ein Gesteinspaket tief unter dem Golf von Sues. Diese Region ist unter Geologen bekannt für ihre zerrissene, verwerfungsreiche Struktur und schnell wechselnde Gesteinsarten. Statt einer einfachen, einheitlichen Schichtfolge verhält sich das Reservoir eher wie ein Flickenteppich aus Sanden, Mergeln und dünnen Schiefern. Diese Variationen — bekannt als Reservoir‑Heterogenität — beeinflussen stark, wie Öl, Gas und Wasser sich unterirdisch bewegen, und entscheiden darüber, ob Förderung effizient ist oder Rohstoffe liegen bleiben.

Blicke ins Gestein mit Kernen und Messprotokollen

Um diese Komplexität zu entwirren, kombinierten die Autoren zwei Belegarten. Zuerst untersuchten sie 103 kleine zylindrische Gesteinsproben, sogenannte Kerne, die aus Tiefen von etwa 3,4 bis 3,5 Kilometern entnommen wurden. Laboruntersuchungen bestimmten den Hohlraumanteil dieser Proben (Porosität) und wie leicht Flüssigkeiten hindurchfließen (Permeabilität). Zweitens analysierten sie kontinuierliche Messungen von Werkzeugen, die ins Bohrloch abgesenkt wurden — Gamma, Dichte, Neutronen-, Schall‑ und Widerstandslogs — um entlang der gesamten Tiefe Änderungen in Gesteinsart und Fluidgehalt zu kartieren. Durch Abgleich der Kerndaten mit den Logantworten konnten sie detaillierte Gesteinsinformationen weit über die wenigen Kernstandorte hinaus räumlich erweitern.

Die ergiebigen Zonen für die Produktion finden

Mit diesem integrierten Datensatz identifizierte das Team zwei Haupt‑„Pay‑Zonen“, die Kohlenwasserstoffe fördern können. Pay 1, das obere Intervall, zeigt eine moderate Porosität von etwa 21 Prozent und eine relativ hohe Ölsättigung von rund 63 Prozent, weist aber nur eine mäßige Förderfähigkeit auf. Pay 2, das untere Intervall, sticht als exzellentes Reservoir hervor: Laborwerte zeigen sehr hohe durchschnittliche Permeabilitäten im Bereich von Hunderten Millidarcy bei einer effektiven Porosität zwischen 18 und 21 Prozent. Zusammen deuten diese Werte auf Gestein hin, das Öl nicht nur speichert, sondern es auch gut zum Bohrloch leitet. Die Spannbreite der gemessenen Permeabilitäten — von nahezu dicht bis sehr offen — bestätigt jedoch, dass selbst innerhalb dieser Pay‑Zonen das Reservoir alles andere als einheitlich ist.

Wenn der Fluss nicht mehr glatt verläuft

Traditionelle Bewertungen verknüpfen hauptsächlich Porosität und Permeabilität, aber diese Studie geht einen Schritt weiter und betrachtet, wie der Flüssigkeitsfluss bei höheren Geschwindigkeiten oder in komplexen Porensystemen unregelmäßig wird — ein Verhalten, das als nicht‑Darcy‑Flow bezeichnet wird. Die Autoren verwenden eine Größe, die als Turbulenzfaktor β bezeichnet wird und mit zunehmender Verzweigung und Verwindung von Fließwegen durch enge oder verschlungene Poren steigt. Indem sie β aus der Permeabilität jedes Kerns berechnen und gegen eine kombinierte Porositäts‑Permeabilitätsgröße, den Reservoir Quality Index (RQI), auftragen, teilten sie das Gestein in zwei hydraulische Flusseinheiten. Die eine Gruppe hat hohen RQI und niedrigen β, was auf gut verbundene, „glatt fließende“ Wege hinweist. Die andere zeigt niedrigen RQI und hohen β und deutet auf engere, chaotischere Porenstrukturen hin, die den Fluss einschränken, selbst wenn die Porosität auf dem Papier akzeptabel erscheint.

Porenweiten mit Fließverhalten verbinden

Um zu erklären, warum diese Unterschiede entstehen, schätzte das Team Poren‑Halsgrößen — die engen Verknüpfungen zwischen größeren Poren — mithilfe spezieller Labortechniken und etablierter Gleichungen ab. Gesteine, die von größeren Porenhalsen (Macro‑ und Megaporen) dominiert werden, weisen tendenziell hohe Permeabilität und niedrige Turbulenzfaktoren auf und sind damit erstklassige Ziele für die Förderung. Im Gegensatz dazu verhalten sich Gesteine mit überwiegend sehr kleinen Porenhalsen als dichte Reservoirs: Sie speichern Fluide, geben sie aber nur widerwillig frei und zeigen hohe β‑Werte, die auf starken Strömungswiderstand hinweisen. Zusätzliche Analysen, wie sich Speicher‑ und Förderkapazität mit der Tiefe verändern, zeigen, dass wenige hochpermeable Streifen den Großteil des Flusses tragen, während dickere, aber dichtere Lagen hauptsächlich als Speicher fungieren.

Was das für mehr Ölförderung bedeutet

Aus der Sicht eines Nicht‑Spezialisten zeigt die Studie, dass nicht alles „gutmütig“ aussehende Gestein gleichwertig ist. Zwei Schichten mit ähnlicher Porosität können sich sehr verschieden verhalten, wenn eine offene, gut verbundene Porenstruktur aufweist und die andere durch Zement oder Tone verstopft ist. Durch Hinzunahme des Turbulenzfaktors zu den Standardmessungen liefern die Autoren ein realistischeres Bild davon, welche Teile des Reservoirs tatsächlich Öl effizient liefern. In BM‑85 stimmt Pay Zone 2 mit der besten hydraulischen Flusseinheit überein, während Pay Zone 1 einer bescheideneren, aber immer noch produktiven Einheit entspricht. Dieser Ansatz — die Verbindung von Kernuntersuchungen, Well‑Logs, Porengrößenschätzungen und β‑basierten Flusseinheiten — bietet Betreibern im Golf von Sues und vergleichbaren Feldern ein schärferes Instrument, um die ergiebigsten Stellen zu lokalisieren, Wasserfluten zu planen und letztlich mehr Kohlenwasserstoffe aus komplexen Untergrundlandschaften zu fördern.

Zitation: Al-Alfy, I.M., El-Sawy, M.Z., Salama, N.S. et al. Assessing reservoir heterogeneity using the turbulence factor as an effective tool for hydraulic flow unit classification for BM-85 Well, Gulf of Suez, Egypt. Sci Rep 16, 7185 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-37379-0

Schlüsselwörter: Reservoir‑Heterogenität, Golf von Sues, hydraulische Flusseinheiten, Tur­bu­lenzfaktor beta, Porenhalsgröße