BASIN  MODELING    

!  the  burial  history  of  the  basin  (back-­‐stripping).  

!  the  thermal  history  of  the  basin  (thermal  history  modeling).  

!  the  maturity  history  of  the  source  rocks.  

!  the  expulsion,  migration  and  trapping  of  hydrocarbons.  

By  doing  so,  valuable  inferences  can  be  made  about  such  matters  as  hydrocarbon  generation  and  timing,  maturity  of  potential  source  rocks  and  migration  paths  of  expelled  hydrocarbons.  

Basin  modeling  is  the  term  broadly  applied  to  a  group  of  geological  disciplines  that  can  be  used  to  analyze  the  formation  and  evolution  of  sedimentary  basins,  often  but  not  exclusively  to  aid  evaluation  of  potential  hydrocarbon  reserves.  At  its  most  basic,  a  basin  modeling  exercise  must  assess:  

BASIN  MODELING  SOFTWARE  

• BasinMod  • BMT  (Basin  Modelling  Toolbox)  • Genesis  • Migri  • NovvaPermedia  (former  Mpath)  • PetroMod  • TemisFlow  • MOVE  

BASINMOD  2014  Platte  River  Associates,  Inc.    

http://www.platte.com/software/basinmod-­‐2012.html  

Model  the  volume  of  hydrocarbon  generation  and  expulsion  through  time  for  multiple  wells.    Both  conventional  and  unconventional  resource  plays  can  be  modeled.    A  wide  range  of  other  values  are  modeled  including  maturity,  porosity,  permeability,  pressure  and  temperature,  all  of  which  can  be  used  to  further  analyze  the  petroleum  system.  

Burial  History   Diagenesis  and  Pressure   Thermal  History   Source  Rock  Organic  Richness  

Maturity   Erosion   Handling  of  LAS  Logs  

BASINMOD  2D  Platte  River  Associates,  Inc.  

BasinMod  2-­‐D  models  dynamic  geologic  conditions  within  a  petroleum  system,  by  examining  hydrocarbon  generation  from  source  rocks  through  secondary  migration  and  accumulation  in  traps.  

http://www.platte.com/software/basinmod-­‐2-­‐d.html  

Model  building:  Import  data  including  BasinMod  model  files,  digitized  or  scanned  cross  sections,  or  interpreted  horizons  (e.g.,  Charisma,  Landmark,  or  GeoQuest).  Easily  handle  complex  stratigraphy,  including  complicated  unconformities.  Vary  surface  temperature  and  heat  flow  through  time.  Model  lateral  and  vertical  facies  successions.  Graphically  display  and  edit  chronostratigraphic  section.  

Calculations:  Calculation  engine  combines  backstripping  and  forward  modeling.  Calculate  values  for  all  cells  in  a  calculation  grid.  The  variation  of  pressure  and  fluids  in  adjacent  cells  drives  migration.  Uses  finite  difference  method  for  thermal  and  fluid  flow  calculations.  Fluid  flow  along  faults  may  be  or  automated  or  manually  controlled.  Calculate  effects  of  mobile  substrates  (e.g.,  salt,  shale)  through  time.  

BMT  (Basin  Modeling  Toolbox)  Tectonor  AS  

http://www.tectonor.com/expertise/basin-­‐modelling   BMT  is  a  2D  system  built  up  of  6  modeling  modules:  1.  Geohistory  module  where  the  basin  geometry  is  reconstructed  through  time,  by  removing  one-­‐by-­‐one  layer  and  decompacting  the  sediments  underneath,  and  by  restoring  the  faults.  2.  Isostasy  module  calculates  the  response  to  sediment  loading  or  unloading  (erosion)  and  fault  movements.  3.  Tectonic  module,  where  the  subsidence/uplift  of  extensional  is  calculated  4.  Temperature  module  calculates  the  temperature  history  of  the  basin,  which  is  dependent  on  the  thermal  conductivity  and  heat  capacity  of  rocks,  porosity,  and  heat  flow  during  lithospheric  thinning.  The  resulting  present  day  temperature  is  calibrated  to  temperature  measurements  from  well  data.  5.  Maturation  module  where  temperature  history  is  the  basis  for  the  calculation  of  the  thermal  maturation  of  organic  matter.  The  result  is  calibrated  to  well  data  of  vitrinite  reflectance  or  apatite  fission  tracks.  6.  Diagenesis  module  that  calculates  chemical  compaction  by  quartz  diagenesis.  

GENESIS  ZetaWare  

http://www.zetaware.com/products/trinity/index.html   Use  of  advanced  theories  and  still  easy  to  use  1-­‐D  modeling  tool.  

•   models  the  full  lithosphere  in  the  transient  thermal  model  so  heat  flow  can  be  predicted  away  from  well  control  and  through  geological  time.    

•   a  source  rock  facies  data  base  to  link  lithofacies  with  kinetic  models.  Genesis  will  provide  a  mixture  of  analog  kinetics  parameters  to  best  describe  your  source  rock.  

•   modified/improved  Rift  heat  flow  modeling  to  account  for  radiogenic  heat  component  loss  during  rifting.  The  traditional  models  over-­‐predict  heat  flow  and  maturity  in  such  basins.  

•   lithology  mixing  in  Genesis  is  unique.  The  different  lithologies  in  a  formation  are  handled  as  truly  inter-­‐bedded  layers,  while  other  1D  models  just  average  the  parameters  to  make  up  a  new  lithology  for  each  formation  

•   genesis  handles  complex  geology  such  as  thrusting,  faulting,  salt  movement  in  the  PDE  solver  directly  so  all  the  effects  are  simulated.  Some  of  the  competitor  products  can  only  mimic  the  geometry  change  but  not  the  processes.  

•   modifed/Improved  the  quartz  cementation  model  developed  by  Walderhaug  (1994)  and  made  it  available  by  the  click  of  a  button.  

MIGRI  Migris  AS  

http://www.migris.no/software/migri/   The  Migri  migration  simulator  simulates,  animates  and  visualizes  the  migration  of  hydrocarbons  through  interactive  3D  models.    The  basin  modeling  software  combines  probabilistic  Monte  Carlo  techniques  with  innovative  migration  modeling  process  description  to  reduce  geological  uncertainties  and  assess  the  petroleum  systems  and  charge  risks  in  the  exploration  acreage.      The  aim  is  to  perform  simulations  at  seismic  resolution  with  complex  geometries  while  retaining  interactivity  to  allow  for  high  turn-­‐around  of  analysis  results.    The  visualization  solution  is  tightly  coupled  with  the  simulator  in  an  interactive  system.    This  enables  exploration  geologists  to  run  many  alternative  scenarios  in  hours  rather  than  days.  Migri  uses  a  dynamic  mesh  (flow  path)  technique  to  transport  hydrocarbons  from  their  generation  location,  via  primary  migration,  secondary  migration  and  into  structural  and/or  stratigraphic  traps.  Tertiary  leakage  and  the  spill  from  traps  processes  are  also  simulated  through  time.  Migration  is  modeled  to  occur  in  regular  and/or  irregular  mesh  elements  and  may  be  influenced  by  sealing  faults  in  a  model  typically  close  to  the  seismic  scales  in  resolution.  Hydrocarbon  saturations  within  the  computing  nodes  are  considered  to  be  non-­‐constant  and  hysteresis  leakage  effects  are  considered.  

Layers  and  sub  layers  in  Migri,  color-­‐coded  for  Vshale  (0-­‐100%)  

Modeled  migration  flow-­‐rates  along  a  carrier  bed  

NOVVA  Sirius  Exploration  Geochemistry  Inc  

http://siriusxgc.com/novva/   Version  1.0  of  Novva  software  for  geologic  investigation  and  integration,  was  released  on  23  June  2014.  Novva  models  burial  and  thermal  history,  as  well  as  maturity  and  hydrocarbon  generation,  in  ways  similar  to  other  1D  modeling  software.  However,  Novva  establishes  and  achieves  three  major  additional  objectives  that  make  it  the  tool  of  choice  for  1D  modeling,  and  for  enhancing  geologic  understanding  and  generating  new  exploration  ideas.  Novva’s  unique  interview  format  guides  the  user  through  the  model-­‐building  and  optimization  process.  Default  values  are  provided  for  most  required  data  (e.g.,  lithologies  and  their  properties,  compaction  methods,  correction  of  down  hole  temperatures,  kerogen  kinetics),  and  clear  explanations  (with  references)  are  given  for  all  aspects  of  the  model-­‐building  process.  This  comprehensiveness  and  flexibility  offer  a  wide  range  of  options  for  solving  most  modeling  problems.  Novva  relieves  many  tedious  and  difficult  burdens  for  modelers  by  performing  automatic  correction  of  down  hole  temperature  data,  and  automatic  optimization  of  porosity  and  present-­‐day  temperature.  Modeling  thus  becomes  much  faster  and  easier,  and  the  results  are  more  consistent.  

PERMEDIA  Halliburton  -­‐  Landmark  

Provides  a  complete  end-­‐to-­‐end  workflow  for  basin  modeling:  build  sophisticated  earth  models,  forward  model  pressures  and  temperatures,  add  source  generation  and  seal  characteristics,  and  migrate  fluids  using  the  most  advanced  simulator  in  the  industry.  An  easy  to  use  1D  (well  data)  basin  modeling  toolkit.  Start  from  actual  well  data  or  a  spreadsheet  and  build  1D  basin  models,  perform  well  and  source  rock  analysis,  and  create  pressure  from  wire  line  studies.  Collaborative  calibration,  custom  source  rocks,  enhanced  scripting  and  OpenWorks®  database  support,  even  faster  migration,  dusty  gas  diffusion  model.  Permedia  Viewers  software  and  basin  modeling  tools  of  Permedia  Petroleum  Systems  software,  Permedia  Suite  software  adds  reservoir  fluid  modeling,  integrating  reservoir  and  basin  workflows.  In  2011,  MPath  software  was  renamed  Permedia  software,  and  the  first  version  was  released  in  December.  Conducting  1D  basin  modeling  in  frontier  exploration  areas  and  shale  field  developments.  Model  sediment  maturities,  heat  flow,  compaction,  source  rock  potential  and  any  number  of  derived  properties  based  on  your  own  workflows.  

http://www.permedia.ca  

PETROMOD  1D/2D/3D  Schlumberger  

http://www.software.slb.com/products/foundation/Pages/petromod.aspx  

PetroMod  petroleum  systems  modeling  software  combines  seismic,  well,  and  geological  information  to  model  the  evolution  of  a  sedimentary  basin.  The  software  predicts  if,  and  how,  a  reservoir  has  been  charged  with  hydrocarbons,  including  the  source  and  timing  of  hydrocarbon  generation,  migration  routes,  quantities,  and  hydrocarbon  type  in  the  subsurface  or  at  surface  conditions.  Large-­‐scale  geologic  petroleum  systems  models  (1D,  2D,  or  3D)  cover  areas  ranging  from  a  single  charge  area  for  a  prospect  to  regional  studies  of  entire  basins  to  multibasin  resource  assessments.  The  models  are  dynamic,  which  means  they  provide  a  complete  record  of  the  structural  evolution,  temperature,  and  pressure  history,  as  well  as  the  effects  on  generation,  migration,  accumulation,  and  loss  of  oil  and  gas  in  a  petroleum  system  through  geologic  time.  Properties  such  as  gas/oil  ratios  (GOR)  and  API  gravities  can  be  analyzed,  understood,  and  predicted.    Petroleum  systems  modeling  (PSM)  is  a  vital  component  of  exploration  risk  assessment—from  basin  to  prospect.  It  can  be  applied  during  all  stages  of  exploration,  from  frontier  basins  with  no  well  control,  to  well-­‐explored  areas  and  charge  assessments  of  single  prospects  or  fields.  Even  in  producing  areas,  charge  risk  on  a  prospect  scale  is  an  essential  component  of  a  fully  integrated  risk  assessment.  The  3D  petroleum  systems  model  includes  all  the  key  elements  of  geological  risk  in  exploration  (trap,  reservoir,  charge,  seal,  and  timing  of  hydrocarbon  generation,  migration,  and  loss)  and  enables  rigorous  risk  analyses.    

SEMI  Sintef  

Modeling  migration  and  entrapment  of  oil  and  gas  from  source  rocks  to  traps  in  three  dimensions,  and  thereby  provide  quantitative  estimates  of  the  amounts  and  phases  of  hydrocarbons  in  (undrilled)  traps.  SEMI  (SEcondary  MIgration)    has  built  in  functions  for  simulating  the  generation  and  expulsion  of  oil  and  gas  from  source  rocks.  SEMI  also  models  the  processes  that  cause  hydrocarbons  to  migrate  out  of  traps.  SEMI  allow  user  to  utilize  all  the  available  data  and  concepts  in  the  building  of  the  geological  model  and  the  representation  of  the  hydrocarbon  system.  It  is  easy  to  import  results  from  most  other  basin  modeling  tools  and  thus  take  advantage  of  mapping  and  modeling  work  which  already  exists.  Geological  input  data  often  exist  as  a  combination  of  scattered  well  data,  coarse  grids  in  the  deep  parts  of  the  basin  and  high  resolution  seismic  coverage  in  the  prospective  areas.  SEMI  is  designed  to  utilize  all  available  data  to  its  full  extent,  by  allowing  for  running  multi-­‐resolution  simulations  and  providing  tools  for  bridging  the  gap  between  single-­‐point  information  and  regional  data.  SEMI  easily  incorporate  new  information  into  old  models,  as  it  becomes  available,  allowing  for  efficient  re-­‐usage  of  existing  basin  models.  

http://www.sintef.no/home/SINTEF-­‐Petroleum-­‐Research/Software/SEMI/  

The  illustration  shows  modeled  oil  flow  rates  and  hydrocarbon  accumulations  (dark  green=oil,  red=gas)  in  a  multi-­‐carrier  model  from  the  Norwegian  North  Sea.  

TEMISFLOW  BeicipFranlab  

http://www.beicip.com/petroleum-­‐system-­‐assessment   TemisFlow  is  the  next-­‐generation  solution  for  multi-­‐dimensional  basin  modeling,  offering  all  the  functionalities  required  to  understand  and  model  oil  and  gas  generation,  migration  and  accumulation  processes.  Built  upon  30  years  of  R&D  for  numerical  modeling  of  petroleum  systems,  it  enjoys  a  unique  reputation  for  scientific  rigor  and  sound  physical  basis.  TemisFlow  unified  workflow  offers  the  following  key  stages:  •  Present  day  model  building  (1D,  M1D,  2D,  3D,  LGR)  •  Restoration  through  time  •  Simulations  (temperature,  maturity,  expulsion,  pressure,  migration)  •  Calibration  •  Post-­‐Processing  •   Step  by  step  workflow    TemisFlow  applicability  ranges  from  regional  resources  evaluation  and  play  assessment,  prospect  generation  and  ranking  to  pre-­‐drill  risk  assessment,  including  pore  pressure  prediction  and  drilling  optimization  in  overpressured  areas.  

GEOLOGICAL  FRAMEWORK  AND  GEOGRID,  BACKSTRIPPING,  ADVANCED  RESTORATION  PROCESS,  SALT  RESTORATION,  MAP  EDITOR  ,  LITHOLOGY  MANAGEMENT,  DIAGENESIS    

MOVE  Midland  Valley  

http://www.mve.com/software/move   Fully  integrated  2D  and  3D  model  building  and  analysis.  Move  is  the  core  application  of  the  Move  suite.  It  provides  a  powerful  stand-­‐alone  environment  for  data  integration,  cross-­‐section  construction  and  3D  model  building  and  forms  the  base  for  the  specialist  structural  modules  for  2D  and  3D  kinematic,  geomechanical,  fracture,  and  sediment  modeling  and  stress  analysis.  The  Move  application  provides  a  platform,  which  integrates  geo-­‐referenced  2D  and  3D  views,  allowing  over  a  100  different  data  formats  to  be  combined.  The  integrated  views  can  be  used  to  construct  geologically  valid  cross-­‐sections  and  3D  models  using  manual  and  automated  tools.  The  2D/3D  space  provides  the  best  practice  environment  to  develop  models,  which  can  then  be  directly  tested  and  validated  using  the  kinematic  modules.  Use  the  orientation  plots,  cross  plots,  stereoplots,  rose  diagrams  and  object  property  tables  to  thoroughly  investigate  the  model  and  construction  process.  Move  is  used  to  look  for  maximum  value  from  data,  in  any  tectonic  regime.    

REFERENCES  

•   Duppenbecker  S.  J.  and  Eliffe  J.  E.,  Basin  Modelling:  Practice  and  Progress,  Geological  Society  Special  Publication,  (1998).  ISBN  1-­‐86239-­‐008-­‐8  •   Lerche  I.,  Basin  Analysis:  Quantitative  Methods  v.2,  Academic  Press  (1990).  ISBN  0-­‐12-­‐444173-­‐4  •   Hantschel,  T.  and  Kauerauf,  A.I.,  Fundamentals  of  Basin  and  Petroleum  Systems  Modeling,  Springer  (2009).  ISBN  978-­‐3-­‐540-­‐72317-­‐2  

Author  Stig-­‐Arne  Kristoffersen  is  a  Corporate  exec  with  substantial  corporate  experience.  Stig-­‐Arne  provide  preemptive  support  in  German  or  English,  with  basic  skill  set  in  Russian.  

Kristoffersen  focus  on  Knowledge  Based  Information  processes  and  systems  within  oil  and  gas  industry,  contract  drafting,  asset  negotiations  within  real  estate  and  energy  sectors.  Stig  Arne  has  a  broad  experience  in  all  aspects  of  Geo-­‐science.  Direct  experience  with  energy  business,  technical  consulting  and  venture  capital.    

Stig  has  extensive  experience  in  play  development  and  prospect  generation  in  various  basins  globally.  Stig  Arne  has  performed  a  large  variation  of    risk  assessment  as  part  of  prospect  maturation  with  HI-­‐end  tools  from  various  vendors  like  Schlumberger,  Paladin,  SMT  etc.  

Stig  Arne  has  participated  in  multiple  projects  with  efficient  Exploration  and  Production  of  oil  and  gas  resources,  and  experience  in  making  quick  turnaround  from  resource  to  reserves.  Utilizing  acceptable  international  renown  techniques  to  achieve  the  goal  of  the  projects  are  always  the  goal.  

www.Valioso.Rocks