3. Reservoir and source rock proper

3. Reservoir and source rock properties
The best reservoir properties are found in the fractured carbonates of
the Zebbag Formation, a dual porosity systemrecognized as the primary
target in the area. Porosity values range from 8 to 16% and permeabilities
from 10 to 500 mD. The sandy layers of Sidi Aich Formation show
an average porosity of 20% and a permeability range from 150 to
250 mD. The sandy and sandstone layers of Melloussi Formation have
good porosity values ranging between 12% and 21%. The sandstones
layers of M'Rabtine Member have porosity values of between 12 and
19% and a permeability of 130mD. Reservoir units are sealed by overlying
and intra-formational evaporates and shales (Fig. 2). The main
source rock characterizing this area is the Callovian black shale of
KechemElMiitMemberwith TOC value up to 1.7% and oil potential between
3 kg and 12 HC/T rock. The kerogen types are oil to oil-gas prone.
The maturity of the Callovian black shale is increased due to enhanced
subsidence (Fig. 3). According to the basin modeling of the Jeffara
area, the Kechem El Miit Middle Jurassic source rock entered the main
generation phase in the Late Miocene or Pliocene (Dey et al., 2002).
The intercalated black shale of Nara Formation is considered as potential
source rock in this area with TOC values up to 1.3% and oil potential
ranging from 1.5 to 39.5 kg HC/T rock (Dey and Inoubli, 2000; Dey
et al., 2002).

ผลลัพธ์ (ไทย) 2:

3.
อ่างเก็บน้ำและแหล่งที่มาคุณสมบัติร็อคที่ดีที่สุดของคุณสมบัติอ่างเก็บน้ำที่พบในคาร์บอเนตร้าวของการพัฒนา
Zebbag เป็นรูพรุนคู่ systemrecognized
เป็นหลักเป้าหมายในพื้นที่ ค่าความพรุนในช่วง 8-16% และ permeabilities
10-500 mD ชั้นทรายของการก่อ Sidi Aich
แสดงพรุนเฉลี่ย20% และช่วงการซึมผ่านที่จะ 150 จาก
250 mD ชั้นทรายและหินทรายสร้าง Melloussi
มีค่าความพรุนที่ดีระหว่าง12% และ 21% หนุมานชั้นของ M'Rabtine สมาชิกมีค่าความพรุนของระหว่างวันที่ 12 และ 19% และการซึมผ่านของ 130mD หน่วยอ่างเก็บน้ำที่ปิดผนึกโดยวางระเหยและภายใน formational และ shales (รูปที่. 2) หลักแหล่งหินลักษณะพื้นที่นี้เป็นหินสีดำ Callovian ของค่าKechemElMiitMemberwith TOC ได้ถึง 1.7% และน้ำมันที่อาจเกิดขึ้นระหว่าง3 กิโลกรัมและ 12 HC / T ร็อค ประเภทเคโรเจนน้ำมันน้ำมันก๊าซแนวโน้ม. ครบกําหนดของหินสีดำ Callovian จะเพิ่มขึ้นเนื่องจากการเพิ่มการทรุดตัว(รูปที่. 3) ตามที่การสร้างแบบจำลองลุ่มน้ำของ Jeffara พื้นที่ที่ Kechem แหล่ง El MIIT กลางจูราสสิหินเข้าไปในหลักขั้นตอนการผลิตในปลายยุคหรือPliocene (Dey et al., 2002). หินดินดานสีดำอธิกมาสนาราสร้างถือว่าเป็นศักยภาพแหล่งที่มาร็อคในพื้นที่นี้มีค่า TOC ได้ถึง 1.3% และน้ำมันที่อาจเกิดขึ้นตั้งแต่1.5-39.5 กิโลกรัม HC / T ร็อค (กระชากและ Inoubli, 2000; Dey., et al, 2002)

ผลลัพธ์ (ไทย) 3:

3 . อ่างเก็บน้ำและคุณสมบัติของหินแหล่ง
คุณสมบัติที่ดีที่สุดที่พบในอ่างเก็บน้ำคาร์บอเนต fractured
zebbag ก่อตัวเป็นรูพรุนแบบ Dual systemrecognized เป็นเป้าหมายหลัก
ในพื้นที่ ค่าความพรุนในช่วง 8 ถึง 16 % และ permeabilities
10 500 เลยชั้นทรายของ Sidi aich รูปแบบการแสดง
เฉลี่ยความพรุนของ 20% และช่วงที่ผ่าน จาก 150

250 .ทรายและหินทรายชั้นเกิด melloussi มีรูพรุนที่ดี
ค่าในช่วงระหว่างร้อยละ 12 และ 21 เปอร์เซ็นต์ หินทราย
ชั้น m'rabtine สมาชิกมีรูพรุนมีค่าระหว่าง 12
19 % และการซึมผ่านของน้ำ 130md หน่วยปิดผนึกโดยวาง
และภายใน formational ระเหยและหินดินดาน ( รูปที่ 2 ) หลัก
แหล่งหินลักษณะพื้นที่เป็นสีดำของ
callovian หินดินดานkechemelmiitmemberwith TOC มูลค่าถึง 1.7 % และน้ำมันที่อาจเกิดขึ้นระหว่าง
3 กิโลกรัม และ 12 หิน HC / T ประเภทน้ำมัน oil-gas เลขฐานสิบจะมักจะ .
วุฒิภาวะของ callovian หินดินดานสีดำเพิ่มขึ้น เนื่องจากเพิ่ม
ทรุด ( รูปที่ 3 ) ตามแบบจำลองของพื้นที่ลุ่มน้ำ jeffara
, kechem เอลจีนกลางจูราสสิกแหล่งหินป้อนหลัก
รุ่นเฟสในช่วงสมัยไมโอซีนหรือไพลโอซีน ( กระชาก et al . , 2002 )
) หินดินดานสีดำของนาราสร้างถือเป็นศักยภาพ
แหล่งหินในพื้นที่นี้กับ TOC ค่าถึง 1.3 % และน้ำมันที่อาจเกิดขึ้น
ตั้งแต่ 1.5 ถึง 39.5 กก. HC / T ( พวกหิน และ inoubli , 2000 ; เดย์
et al . , 2002 )