Stochastic 3D Reservoir Modeling of Petrophysical Property Distribution in the Agbada Formation, Rio Del Rey Basin, Cameroon

Abstract

This study addresses the limited understanding of large-scale petrophysical property distribution in the Rio Del Rey Basin, Cameroon. Using seismic profiles, checkshot data, and petrophysical parameters derived from ten wells, a three-dimensional static reservoir model was constructed in Schlumberger Petrel software. Facies modelling was performed with the Sequential Indicator Simulation (SIS) method, while petrophysical properties were distributed using the Sequential Gaussian Simulation (SGS) algorithm. The resulting models reveal shale volume values ranging from 0.10 to 0.75, porosity between 0.24 and 0.38, water saturation from 0.20 to 0.90, hydrocarbon saturation between 0.10 and 0.80, and net-to-gross ratios from 0.10 to 0.90. These results highlight the heterogeneous nature of the Agbada Formation and demonstrate the effectiveness of stochastic modelling in capturing reservoir variability. The generated 3D model provides valuable insights for field development planning, particularly in identifying zones with favourable hydrocarbon potential.

Cette étude vise à combler le manque de connaissances sur la distribution des propriétés pétrophysiques à grande échelle dans le bassin du Rio Del Rey, au Cameroun. À partir de profils sismiques, de données de diagraphies et de paramètres pétrophysiques issus de dix puits, un modèle statique tridimensionnel de réservoir a été construit avec le logiciel Schlumberger Petrel. La modélisation des faciès a été réalisée par la méthode de simulation séquentielle d'indicateurs (SIS), tandis que la distribution des propriétés pétrophysiques a été effectuée à l'aide de l'algorithme de simulation gaussienne séquentielle (SGS). Les modèles obtenus révèlent des valeurs de volume d'argile comprises entre 0,10 et 0,75, une porosité entre 0,24 et 0,38, une saturation en eau entre 0,20 et 0,90, une saturation en hydrocarbures entre 0,10 et 0,80 et des rapports net/brut entre 0,10 et 0,90. Ces résultats soulignent l'hétérogénéité de la formation d'Agbada et démontrent l'efficacité de la modélisation stochastique pour appréhender la variabilité du réservoir. Le modèle 3D généré fournit des informations précieuses pour la planification du développement des gisements, notamment pour l'identification des zones à fort potentiel en hydrocarbures.