Integrierte 3D‑statische Modellierung zur Bewertung des Kohlenwasserstoffpotenzials der fluvial‑alluvialen Sandsteine der Nukhul‑Formation, October‑Ölfeld, Golf von Suez, Ägypten

Verstecktes Öl in einem bekannten Feld

Das October‑Ölfeld im Golf von Suez in Ägypten hat das Land über Jahrzehnte mit Energie versorgt, doch viele Expertinnen und Experten gingen davon aus, dass eine seiner Schlüsselgesteinseinheiten, die Nukhul‑Formation, weitgehend erschöpft sei. Diese Studie widerlegt diese Annahme. Durch den Aufbau eines hochdetaillierten dreidimensionalen Bildes der Gesteine und Störungen tief unter der Oberfläche zeigen die Autorinnen und Autoren übersehene Ölansammlungen und neue Bohrziele auf und liefern einen Fahrplan, wie aus reifen Feldern weltweit mehr Energie gewonnen werden kann.

Ein genauerer Blick unter den Golf von Suez

Die Nukhul‑Formation ist ein uraltes Paket aus Fluss‑ und Fannedimenten, das mehrere Kilometer unter dem Meeresboden vergraben liegt. Im Laufe von Millionen Jahren zerbrachen tektonische Verschiebungen das Gebiet in geneigte Blöcke und schufen ein Labyrinth aus Gesteinskompartimenten, das Öl entweder speichern oder entweichen lassen kann. Frühere Modelle dieses Labyrinths basierten auf spärlichen Bohrdaten und seismischen Bildern mit niedriger Auflösung, sodass Ingenieurinnen und Ingenieure nicht zuverlässig verfolgen konnten, wo die besten Sandkörper lagen und wie sie verbunden waren. Als die Förderraten aus der Nukhul nachließen, war es leicht, den Schluss zu ziehen, das Reservoir sei schlicht erschöpft.

Aufbau einer 3D‑Untergrundkarte

Die Forschenden blickten mit einem deutlich erweiterten Werkzeugkasten erneut auf das Feld: vier Jahrzehnte Bohrlogs, Kernproben, Produktionsverläufe und neu aufgearbeitete seismische Profile. Sie integrierten all diese Daten in ein modernes 3D‑statisches Modell, das die Formen der Gesteinsschichten, ihren Porenraum und das Verhältnis von Sand zu Schiefer beschreibt. Anstatt die Nukhul als ein einheitliches Reservoir zu behandeln, unterteilten sie es in vier vertikale Zonen, K1 bis K4, jeweils mit unterschiedlichen Gesteinsarten und Strömungsverhalten. Dieser Schritt war entscheidend, um unscharfe Mittelwerte in ein klares Bild zu verwandeln, wo sich Öl tatsächlich befindet.

Abgrenzung dichter Deckschichten von durchlässigen Sanden

Das neue Modell zeigt, dass die oberen beiden Zonen, K1 und K2, von dichtem Kalkstein, Schiefer und Basalt dominiert werden. Diese Schichten speichern oder leiten Flüssigkeiten kaum, wirken aber als wirksame Dichtungen, die Öl in den darunter liegenden Gesteinen einkappen und am Aufsteigen hindern. Im Gegensatz dazu enthalten die unteren Zonen, K3 und insbesondere K4, die sandigen Fluss‑ und Fanablagerungen, die das eigentliche Reservoir bilden. K3 enthält dünnere, patchy Sandlinsen, die schwer zu größeren, effizienten Zielen zu verbinden sind. K4 hingegen besteht aus dicken, lateral durchgehenden Sandsteinkanälen mit guter Porosität und Permeabilität, die hauptsächlich in Nord‑Süd‑Bändern angeordnet sind und von einer Hauptverwerfung namens F2 gesteuert werden.

Finden von Hotspots in einer zergliederten Landschaft

Durch das Überlagern von Karten zur Sandstärke, Schieferanteilen und Porosität mit dem Strukturmodell identifizierte das Team Korridore, in denen saubere, gut sortierte Sandsteine am mächtigsten und am wenigsten durch Schiefer oder Zement verunreinigt sind. Sie bewerteten außerdem, wie Verwerfungen abdichten oder durchlässig sind, und identifizierten Blöcke, in denen sich Öl in „Attic“‑Positionen oberhalb des aktuellen Wasserspiegels ansammeln kann. Das K4‑Intervall erwies sich als Spitzenreiter: In einigen Abschnitten dominiert Sandstein und bildet breite Kanäle, die mit Bereichen hoher Bohrproduktivität übereinstimmen. Das Modell hebt mehrere unerschlossene strukturelle Hochpunkte und Kanalsegmente hervor, die verbleibendes Öl beherbergen sollten, einige nahe genug, um durch kostengünstige Seitenbohrungen von bestehenden Plattformen erschlossen zu werden.

Warum das für Energie und darüber hinaus wichtig ist

Für die fachfremde Leserschaft lautet die Kernbotschaft: Detaillierte Untergrundkartierung kann eine „ausgelaugte“ Ölschicht wieder zu einer wertvollen Ressource machen. Die Studie zeigt, dass die Förderung aus der Nukhul‑Formation weniger durch die Geologie selbst begrenzt ist als durch unser Verständnis derselben. Mit einem aktualisierten 3D‑Bild von Verwerfungen, Dichtungsschichten und vergrabenen Flusskanälen können Betreiber intelligentere Bohrungen planen, wasserreiche Zonen vermeiden und die vielversprechendsten Sandkörper anvisieren, was potenziell Tausende zusätzlicher Barrel pro Tag bringen kann. Über dieses einzelne Feld hinaus lässt sich derselbe integrierte Ansatz auf andere riftartige Becken anwenden und demonstriert, wie moderne Bildgebung und Modellierung die Lebensdauer bestehender Energieinfrastruktur verlängern und die Unsicherheit bei Entscheidungen im Untergrund verringern können.

Zitation: Khattab, M.A., Radwan, A.E., El-Anbaawy, M.I. et al. Integrated 3D static modelling to assess hydrocarbon potential of the fluvial-alluvial sandstones of Nukhul Formation, October oil field, Gulf of Suez, Egypt. Sci Rep 16, 10624 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-42298-1

Schlüsselwörter: Golf von Suez, Nukhul‑Formation, 3D‑Reservoirmodellierung, verfaultete Ölfelder, fluviatile Sandsteine