Het beoordelen van reservoirheterogeniteit met de turbulentiefactor als effectief hulpmiddel voor classificatie van hydraulische stromingseenheden voor put BM-85, Golf van Suez, Egypte

Waarom gesteentelagen onder de Rode Zee ertoe doen

Onder de wateren van Egypte’s Golf van Suez bepalen dunne lagen zand en modder of een olieveld blijft produceren of droogvalt. Zelfs in putten die op papier veelbelovend lijken, laten sommige gesteentelagen olie vrij stromen terwijl andere hardnekkig blokkeren. Dit artikel onderzoekt een nieuwe manier om deze verborgen lagen in één put, BM‑85, te onderscheiden door niet alleen naar de porositeit van de gesteenten te kijken, maar ook naar hoe chaotisch vloeistoffen door hun kleine doorgangen bewegen.

Een uitdagend ondergronds lappendeken

De studie richt zich op de Lower Senonian Formation, een pakket gesteenten dat diep onder de Golf van Suez ligt. Dit gebied is onder geologen beroemd om zijn verbroken, gefaalde structuur en snel wisselende gesteentetypen. In plaats van een eenvoudige, uniforme laagstructuur gedraagt het reservoir zich meer als een lappendeken genaaid van zandlagen, marls en dunne schalieën. Deze variaties—bekend als reservoirheterogeniteit—beïnvloeden sterk hoe olie, gas en water zich ondergronds verplaatsen en kunnen het verschil betekenen tussen efficiënte productie en onbenutte hulpbronnen.

In de gesteenten kijken met kernen en loggings

Om deze complexiteit te ontrafelen combineerden de auteurs twee soorten bewijsmateriaal. Ten eerste onderzochten ze 103 kleine cilindrische gesteentemonsters, of kernen, genomen tussen ongeveer 3,4 en 3,5 kilometer onder het oppervlak. Laboratoriumtests maten hoeveel lege ruimte deze monsters bevatten (porositeit) en hoe gemakkelijk vloeistoffen erdoorheen konden stromen (permeabiliteit). Ten tweede analyseerden ze continue metingen die met instrumenten in de put zijn geregistreerd—gamma, dichtheid, neutronen, sonisch en resistiviteitslogs—om veranderingen in gesteentetype en vochtigheid over de volledige diepte in kaart te brengen. Door de kernresultaten aan de logresponsen te koppelen konden ze gedetailleerde gesteente-informatie uitbreiden voorbij de enkele plaatsen waar kernen beschikbaar waren.

De beste zones voor productie vinden

Met deze geïntegreerde dataset identificeerde het team twee hoofd-"pay zones" die in staat zijn koolwaterstoffen te produceren. Pay 1, het bovenste interval, vertoont een matige porositeit van ongeveer 21 procent en een relatief hoge olieverzadiging van circa 63 procent, maar slechts bescheiden stromingscapaciteit. Pay 2, het onderste interval, springt eruit als een uitstekend reservoir: laboratoriummetingen tonen zeer hoge gemiddelde permeabiliteit, in de honderden millidarcies, met effectieve porositeit tussen 18 en 21 procent. Samen wijzen deze waarden op gesteente dat niet alleen olie opslaat maar haar ook gemakkelijk naar een put laat bewegen. De variatie in gemeten permeabiliteiten—van bijna afgesloten tot zeer doorlatend—bevestigt echter dat het reservoir zelfs binnen deze pay zones verre van uniform is.

Wanneer stroming niet meer soepel is

Traditionele beoordelingen leggen vooral de koppeling tussen porositeit en permeabiliteit, maar deze studie gaat een stap verder door te kijken hoe vloeistofstromen onregelmatig worden bij hogere snelheden of in complexe poriesystemen, een gedrag dat non‑Darcy-stroming wordt genoemd. De auteurs gebruiken een grootheid die bekendstaat als de turbulentie­factor, gesymboliseerd door β, die toeneemt wanneer vloeipaden kronkelen en draaien door smalle of tortueuze poriën. Door β te berekenen uit de permeabiliteit van elke kern en deze uit te zetten tegen een gecombineerde porositeit‑permeabiliteitsmaat genaamd het Reservoir Quality Index (RQI), scheidden zij het gesteente in twee hydraulische stromingseenheden. De ene groep heeft een hoge RQI en lage β, wat wijst op goed verbonden, "glad‑stromende" paden. De andere toont lage RQI en hoge β, wat wijst op dichtere, chaotischere poriestructuren die de beweging beperken zelfs als de porositeit op papier acceptabel lijkt.

De verbinding tussen pore‑grootten en stromingsgedrag

Om te begrijpen waarom deze verschillen ontstaan, schatte het team de pore‑throat‑groottes—de nauwe nekken tussen grotere poriën—met speciale laboratoriumtechnieken en gevestigde vergelijkingen. Gesteenten die worden gedomineerd door grotere porethroats (macro‑ en megaporiën) hebben vaak hoge permeabiliteit en lage turbulentie­factoren, waardoor ze uitstekende productiedoelwitten zijn. Daarentegen gedragen gesteenten met voornamelijk zeer kleine porethroats zich als strakke reservoirs: ze slaan vloeistoffen op maar geven ze met tegenzin vrij, en laten hoge β‑waarden zien die sterke weerstand tegen stroming aangeven. Verdere analyse van hoe opslagcapaciteit en stromingscapaciteit met diepte variëren toont dat een paar doorlatende stroken het grootste deel van de stroming dragen, terwijl dikkere maar dichtere lagen vooral als opslag fungeren.

Wat dit betekent voor het winnen van meer olie

Uit niet‑specialistisch perspectief laat de studie zien dat niet alle "goed uitziende" gesteenten gelijk zijn. Twee lagen met vergelijkbare porositeit kunnen zich heel verschillend gedragen als de ene open, goed verbonden poriën heeft en de andere is dichtgeslibd door cement of klei. Door de turbulentie­factor toe te voegen aan standaardmetingen bieden de auteurs een realistischer beeld van welke delen van het reservoir daadwerkelijk efficiënt olie leveren. In BM‑85 komt Pay Zone 2 overeen met de beste hydraulische stromingseenheid, terwijl Pay Zone 1 correspondeert met een meer bescheiden, maar nog steeds productieve, eenheid. Deze aanpak—het samenbrengen van kernproeven, putlogs, pore‑grootte‑schattingen en β‑gebaseerde stromingseenheden—biedt exploitanten in de Golf van Suez en vergelijkbare velden een scherper instrument om de beste plekken te vinden, waterinjectieplannen te maken en uiteindelijk meer koolwaterstoffen uit complexe ondergrondse landschappen te winnen.

Bronvermelding: 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

Trefwoorden: reservoirheterogeniteit, Golf van Suez, hydraulische stromingseenheden, turbulentiefactor beta, porethroatgrootte