The petroleum potential of the passive continental margin of South-Western Africa [Elektronische Ressource] : a basin modelling study / vorgelegt von Sabine Schmidt

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• Publié par: rheinisch-westfalischen_technischen_hochschule_-rwth-_aachen
• Publié le: 01 janvier 2004
• Nombre de lectures: 19
• Langue: English
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Extrait

The Petroleum Potential of the Passive
Continental Margin of South-Western Africa
– A Basin Modelling Study

Von der Fakultät für Georessourcen und Materialtechnik
der Rheinisch-Westfälischen Technischen Hochschule Aachen

zur Erlangung des akademischen Grades eines
Doktors der Naturwissenschaften

genehmigte Dissertation
vorgelegt von Diplom-Geologin

Sabine Schmidt


aus Wilhelmshaven


Berichter: Univ.-Prof. Dr. rer. nat. R. Littke
Univ.-Prof. Dr. rer. nat. H. Stollhofen
Prof. a.D. Dr. rer. nat. K. Hinz (BGR)

Tag der mündlichen Prüfung: 30. April 2004


Diese Dissertation ist auf den Internetseiten der Hochschulbibliothek online verfügbar.
Abstract I
Abstract
The passive continental margins of Namibia / South Africa and Argentina are virtually
unexplored although some potential is assumed and even proven by the Kudu gas field
offshore Namibia and the Ibhubesi gas field offshore South Africa. In the study at hand the
hydrocarbon potential of the continental margins of the southern South Atlantic Ocean is
assessed on the basis of petroleum geological investigations of near-surface sediments, source
rock samples and basin modelling.
Hydrocarbon gas desorbed from near-surface sediments from offshore Argentina and south-
western Africa utilised as a surface exploration technique found evidence for a marine source
rock actively generating hydrocarbons on both margins of the southern South Atlantic. The
maturity of this source rock deciphered from the stable carbon istotopic ratios of desorbed
hydrocarbon gas is distinctly higher at the African than at the Argentine continental margin.
This is in concordance with the pronounced maturity difference between the Argentine and
African continental margins seen in rocks from the Argentine Cruz del Sur and Namibian
Kudu wells. Thus, from the surface exploration a marine source rock is inferred to be active in
the southern South Atlantic which is in the gas window at the African margin and in the oil
window at the Argentine margin.
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. Marine and
terrestrial source rocks of Barremian to Aptian age deposited during the drift phase of the
Atlantic opening are drilled in the wells Kudu 9A-2, Kudu 9A-3, DSDP 361 offshore South
Africa, and Cruz del Sur offshore Argentina. High petroleum generation potentials were
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.
Based on well and seismic data from the Kudu gas field in the Orange Basin offshore
Namibia and constrained by the geochemical data, a 2D basin simulation study of the
hydrocarbon generation, migration and accumulation of the Kudu gas field was conducted
with PetroMod (IES, Germany). The Kudu gas field is characterised by predominantly dry gas
with minor condensate quantities. The reservoir is located at the feather edge of a basaltic II Abstract
seaward dipping reflector sequence in predominantly aeolian sandstones. Remarkable about
the gas field is the fact that the reservoir is overlain by Aptian shales which act as seal and
source rock simultaneously. The 2D basin model confirms the possibility of downward
expulsion of hydrocarbons from the Aptian source shales in the underlying Aptian to
Barremian reservoir driven by the pressure gradient between the due to hydrocarbon
generation high pressured shale and the lower pressured permeable sandstone. After expulsion
during the Upper Cretaceous the hydrocarbons migrate buoyancy-driven in the carrier rock in
up-dip direction coastward. In the basin model hydrocarbons from basinward parts of the
source rock migrate towards the reservoir. Because of the greater distance to the coast the
terrestrial influence on those rocks is inferred to be of minor extend 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
13δ C values of methane, ethane, and propane from the Kudu reservoir which argue for the
generation in a marine source rock. The maturity is estimated to approcimately 1.4 % Rr
which is not in concordance with today’s maturity measured at the Barremian and Aptian
shales drilled in the Kudu wells 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 a
contribution of natural gas from oil to gas cracking induced by the high reservoir temperature
due to a high heat flow and deep burial. The Kudu condensate shows a high content in
aromatic compound thus indicating terrestrial input to the source rock. The condensate is thus
considered to possibly stem from more proximal part of the source rock.
The analyses of source rock samples 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 potential 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. Kurzfassung III
Kurzfassung
Die Kontinentränder des südlichen Südatlantiks sind hinsichtlich ihres
Kohlenwasserstoff(KW)-Potenzials vergleichsweise wenig untersucht worden, obwohl bereits
durch die Erdgasfelder Kudu und Ibhubesi ein gewisses KW-Potenzial nachgewiesen ist.
Diese beiden Gasfelder befinden sich am afrikanischen Kontinentrand im namibischen bzw.
südafrikanischen Teil des Oranjebeckens (engl.: Orange Basin). Der westafrikanische
Kontinentrand südlich des Walfischrückens (engl.: Walvis Ridge) ist durch drei
Sedimentdepozentren gekennzeichnet, von denen das Oranjebecken das südlichste und
dasjenige mit der mächtigsten Sedimentmächtigkeit ist. Nördlich des Oranjebeckens befinden
sich das Lüderitz- und das Walfischbecken (engl.: Walvis Basin). Der afrikanische
Kontinentrand entstand im Zusammenhang mit der Öffnung des Südatlantiks und ist vor
allem durch mächtige kretazische Sedimente gekennzeichnet. Konjugierend zum
afrikanischen Kontinentrand stellt sich der argentinische Kontinentrand dar, an den sich
ebenfalls mehrere sedimentgefüllte Becken befinden.
In der vorliegenden Studie wurde das KW-Potenzial des afrikanischen Kontinentrandes unter
Einbeziehung von Ergebnissen vom konjugierenden argentinischen Kontinentrand mittels
geochemischer Untersuchungen an Muttergesteinsproben aus den Bohrungen Kudu 9A-2 und
9A-3 (Namibia), DSDP 361 (Südafrika), Cruz del Sur (Argentinien), aus Aufschlüssen in
Namibia und Brasilien und an Gas- und Kondensatproben aus dem Kudureservoir vor der
Küste Namibias evaluiert. Zusätzlich wurden Sedimentproben, genommen vor den Küsten
von Namibia, West-Südafrika und Argentinien, auf sorbierte Kohlenwasserstoffe (KWs)
untersucht, um Informationen über das KW-System des südlichen Südatlantiks zu erhalten.
Das Herzstück der vorliegenden Arbeit stellt eine zweidimensionale Beckensimulationsstudie
der KW-Bildung, -Migration und -Akkumulation des Kudugasfeldes durchgeführt mit der
Programmgruppe PetroMod (IES, Deutschland) dar.
Die Zusammensetzung des von den Sedimentproben desorbierten KW-Gases interpretiert
nach BERNER und FABER (1996) zeigt, dass an beiden Kontinenträndern des südlichen
Südatlantiks ein marines Muttergestein aktiv KWs generiert. Die Reife dieses
13Muttergesteines, abgeschätzt aus den δ C-Werten von Methan und Ethan, ist am
afrikanischen Kontinentrand mit 0,8 – 1,9 % Rr deutlich höher als am argentinischen
Kontinentrand, für den eine Reife von etwa 0,5 – 1,2 % Rr abgeschätzt wurde. Ein
vergleichbarer Reifeunterschied kann auch an Gesteinsproben aus den Kudubohrungen IV Kurzfassung
(Namibia) und der Cruz del Sur Bohrung (Argentinien) festgestellt werden: Gesteine aus den
Kudubohrungen weisen in circa 4000 m eine Reife von etwa 1,7 % Rr auf, während in
derselben Tiefe in der Cruz del Sur Bohrung eine Reife von circa 0,7 % Rr angetroffen wird.
Die Muttergesteinsproben aus den verschiedenen Bohrungen und Aufschlüssen entstammen
verschiedenen Zeitaltern zwischen dem Paläozoikum und der Oberkreide. Sie lassen sich
zeitlich und lithologisch den verschiedenen tektonischen Phasen der Atlantiköffnung
zuordnen. Lakustrine Ge