Search

Summarization: This study focuses on the geochemical evaluation of oils based on the composition of the aromatic fraction. A method was developed using Gas Chromatography - Mass Spectrometry (GC-MS), for the qualitative and quantitative determination of the aromatic compounds. The method was applied on a set of ten samples from five different wells (K1, PN2, SK4, PB, and E1) of the Prinos basin (Greece). The analysis was carried out using the GC-MS analyzer GC: 7890A, MS: 5975C from Agilent Technologies. The aromatic compounds were identified based on their MS spectrum using Qualitative Analysis B.07.00 and quantified with MS Quantitative Analysis B.07.00 software packages. A series of 70 compounds were identified and evaluated as biomarkers, including naphthalenes, cadalene, dibenzothiophenes, phenanthrenes, anthracenes, pyrenes, perylene, fluoranthrenes, florenes, chrysenes and their alkylated versions. The findings of the aromatic biomarkers analysis certify the already existing geochemical information related to Prinos basin, and substantiate that the oils are nonbiodegradated and immature. They were formed in shale and carbonate source rock formations, with more terrestrial and less marine contribution of organic material, in a salinehypersaline environment. In addition the polyaromatic hydrocarbons are found to be mostly combustion-derived and less from natural biological precursors.

Summarization: Prinos-Kavala basin is the only geological area in Greece where oil and gas are being produced for more than twenty years. The geology and stratigraphy of this particular offshore area are well-known, because many geological and geophysical surveys and studies have been conducted due to the high interest for hydrocarbon exploration. Nowadays, a powerful tool for oil and gas companies in order to evaluate prospects and reducing investment risk in hydrocarbon exploration is basin modelling. Basin modelling is a forward simulation of geological history, hydrocarbon generation, expulsion, migration, and accumulation in a sedimentary basin applying a wide variety of data, such as well data, seismic sections, outcrops, etc. The objective of this thesis is to perform 1D basin modelling in three selected well locations within the Prinos-Kavala basin. The investigation centred upon the reconstruction of temperature and maturity histories of the examined well locations in order to address questions like if, when, where, and how much, and what type of hydrocarbons have been generated and expelled by the assigned source rocks in each well. Moreover, during this project, a sensitivity analysis was conducted in order to test the influence of some input data and boundary conditions as well as to assess the resultant effect on the simulated temperature and maturity histories. A lack of data imposed certain limitations on the produced 1D models resulting to a not completely representative modelling of the study area. However, a reasonable first estimation of past conditions and thermal and maturity histories was achieved. It was found that the assigned source rock formations of Pre-Prinos 3 and Pre-Prinos 1 have generated hydrocarbons in all well locations. Well K-1 seems to have the most mature source rocks with the highest present-day transformation ratio (55.60%) and is the only well in which the source rock has reached peak oil expulsion, which started at 0.44Ma. Sensitivity analysis results indicated that timing and duration of the erosional event between the Evaporitic and Post-Evaporitic sequences, the original thickness of eroded sediments, the paleo water depth boundary condition and the source rock characteristics (TOC and HI) do not affect the temperature and maturity histories. On the contrary, the heat flow boundary conditions plays an important role to the temperature and maturity modelling. Περίληψη: Η λεκάνη Πρίνου-Καβάλας είναι η μοναδική γεωλογική περιοχή στην Ελλάδα όπου για πάνω από είκοσι χρόνια παράγεται πετρέλαιο και φυσικό αέριο. Λόγω του μεγάλου ενδιαφέροντος για έρευνα υδρογονανθράκων στη συγκεκριμμένη θαλάσσια περιοχή, η διεξαγωγή πολλών γεωλογικών και γεωφυσικών μελετών και ερευνών είχε σαν αποτέλεσμα η γεωλογία και η στρωματογραφία της περιοχής να είναι γνωστές. Τα τελευταία χρόνια, η μοντελοποίηση λεκανών πετρελαίου αποτελεί ένα ισχυρό εργαλείο των εταιρειών εξόρυσης και εκμετάλλευσης υδρογονανθράκων για την αξιολόγηση πιθανών πεδίων και την μείωση του επενδυτικού κινδύνου στην έρευνα υδρογονανθράκων. Η συγκεκριμμένη μέθοδος χρησιμοποιώντας μια μεγάλη ποικιλία δεδομένων (όπως δεδομένα γεωτρήσεων, σεισμικές τομές, επιφανειακές εμφανίσεις πετρωμάτων, κτλ.) λειτουργεί ως προσομοίωση της γεωλογικής ιστορίας, της γένεσης, της εξώθησης και αποβολής, της μετανάστευσης και της συσσώρευσης υδρογονανθράκων σε μια ιζηματογενή λεκάνη. Σκοπός της συγκεκριμμένης εργασίας είναι η διεξαγωγή μονοδιάστατης μοντελοποίησης λεκανών πετρελαίου σε τρείς επιλεγμένες τοποθεσίες γεωτρήσεων. Η έρευνα επικεντρώθηκε στην ανακατασκευή της θερμικής εξέλιξης και ωρίμανσης των εξεταζόμενων τοποθεσιών έτσι ώστε ν’ απαντηθούν ερωτήματα όπως εάν, πότε, πού, πόσο και τί είδος υδρογονανθράκων έχουν παραχθεί και αποβληθεί από τα μητρικά πετρώματα σε κάθε τοποθεσία. Επίσης, στο πλαίσιο αυτής της εργασίας, πραγματοποιήθηκε ανάλυση ευαισθησίας για να εξετασθεί η επιρροή ορισμένων δεδομένων και οριακών συνθηκών, καθώς επίσης ν’ αξιολογηθούν τ’ αποτελέσματα στην προσομοιωμένη θερμική εξέλιξη και ωρίμανση. Η έλλειψη δεδομένων επέβαλε ορισμένους περιορισμούς στα παραγόμενα μονοδιάστατα μοντέλα καταλήγοντας σε μια μη τελείως αντιπροσωπευτική μοντελοποίηση της περιοχής της μελέτης. Ωστόσο, επιτεύχθηκε μια λογική πρώτη εκτίμηση των παλεοσυνθηκών και της θερμικής εξέλιξης και ωρίμανσης. Διαπιστώθηκε ότι οι μητρικοί σχηματισμοί Pre-Prinos 3 και Pre-Prinos 1 έχουν παράξει υδρογονάνθρακες σ’ όλες τις τοποθεσίες. Η τοποθεσία της γεώτρησης Κ-1 φαίνεται να έχει τα πιο ώριμα μητρικά πετρώματα με το μεγαλύτερο ποσοστό μετασχηματισμού του κηρογόνου (55.60%), και επίσης είναι η μόνη γεώτρηση στην οποία το μητρικό πέτρωμα έχει φθάσει στο μέγιστο ρυθμό εξώθησης υδρογονανθράκων, η οποία ξεκίνησε στα 0.44 εκ.έτη. Τα αποτελέσματα από την ανάλυση ευαισθησίας έδειξαν ότι η ηλικία και διάρκεια της διάβρωσης ανάμεσα στην Εβαποριτική και Μετα-Εβαποριτική ακολουθία, το πάχος των διαβρωμένων ιζημάτων, η οριακή συνθήκη του παλεοβάθους του νερού, και τα χαρακτηριστικά των μητρικών πετρωμάτων (δείκτης TOC και δείκτης υδρογόνου) δεν επηρεάζουν τη θερμική εξέλιξη και ωρίμανση. Αντίθετα, η οριακή συνθήκης της θερμικής ροής παίζει σημαντικό ρόλο στη μοντελοποίηση της θερμοκρασίας και της ωρίμανσης.

Μεταπτυχιακή Διατριβή στα πλαίσια του ΜΠΣ 'Pertoleum Engineering' Summarization: In the present thesis, a new dynamic model of H1 segment in the Gullfaks field, Norway, is built based on an updated static model. The update of the static model refers to the re-interpretation of a more recent seismic dataset, which resulted into a new structural model. The new static model was the basis for constructing a new grid for dynamic modelling for history matching. Two different datasets were combined for this purpose. The first dataset was an already existing dynamic model for H1 segment (Lower Brent Group) and production data, while the second one was a 3D seismic dataset along with a static model of the overlying Upper Brent Group for the entire Gullfaks field (Petrel support dataset). The predictions of the new dynamic model were different compared to those of the initial dynamic model, which most probably reflects the impact of the updated structure. However, based on the interpretation of the available seismic data it is considered that the updated structure is more consistent to geological setting of the area that the seismic reveal. Thus, by having a more representative geological static model and the production data history matched on the new grid, we can conclude that the updated dynamic model can predict the future performance of the studied reservoir with more confidence.