000			07716namaa22004331i 4500
003			OSt
005			20250223033414.0
008			250120s2024 |||a|||f m||| 000 0 eng d
040			_aEG-GICUC _beng _cEG-GICUC _dEG-GICUC _erda
041	0		_aeng _beng _bara
049			_aDeposit
082	0	4	_a622.15
092			_a622.15 _221
097			_aM.Sc
099			_aCai01.12.16.M.Sc.2024.Mo.S
100	0		_aMohammed Amer Mohammed, _epreparation.
245	1	0	_aSeismic data interpretation and prospect evaluation : _bCase study from Gulf of Suez, Egyp / _cby Mohammed Amer Mohammed ; Prof. Dr. Walid M. Mabrouk, Prof. Dr. Khaled S. Soliman, Dr. Ahmed Mohsen Metwally.
246	1	5	_aتفسير البيانات السيزمية و تقييم موضع التنقيب : _bدراسة حقلية من خليج السويس – مصر /
264		0	_c2024.
300			_a71 pages : _billustrations ; _c30 cm. + _eCD.
336			_atext _2rda content
337			_aUnmediated _2rdamedia
338			_avolume _2rdacarrier
502			_aThesis (M.Sc)-Cairo University, 2024.
504			_aBibliography: pages 65-68.
520			_aMiddle Miocene reservoirs in the southern part of the Gulf of Suez province are characterized by geometrical uncertainties due to their structural settings, lateral facies change, different lithologies, and diverse reservoir quality. Therefore, in this study, detailed 3D geostatic models were constructed by integrating multiple datasets, including 2D seismic sections and digital well-logs. The 3D models were constructed for the Belayim Formation (Hammam Faraun Member), Kareem Formation (Markha Member), and Rudies Formation (Upper Rudies Member) with detailed structuration, zonation, and layering for Amal Field in the southern Gulf of Suez province to assess the hydrocarbon potential, calculate accurate reserves, recommend development and exploration plans, and propose locations for future drilling. The resultant structural model exhibited a compartmentalized area of major and minor normal faults trending NW–SE, forming structurally high potential hydrocarbon trapping locations in the study area. Also detailed Petrophysical analysis was constructed based on the wireline logging data (gamma ray, density, neutron, sonic, and resistivity logs). The three most important parameters in petrophysical evaluation: shale content, porosity and fluid saturation was calculated for the main reservoirs to construct the litho-saturation model for each well. Each of these parameters is mapped to study their areal variation across the study area and estimate the appropriate locations for the new development wells. The petrophysical models indicated the good potentiality of Hammam Faraun as a reservoir with porosity values of 15–23%, increasing towards the central part of the area, volume of shale (Vsh) of 21–31%, water saturation (Sw) of 34– 49%, and sand thickness increasing toward the northeastern part of the area. The Markha Member was also interpreted as a good reservoir, with porosity values of 15–22%, increasing towards the southeastern part of the area, Vsh of 13–29%, Sw of 16–38%, and sandy facies accumulating in the central horst block. Upper Rudies exhibits good reservoir properties with porosity values of 16–23%, Vsh of 29–37%, Sw of 35–40%, and good sandy facies in the central horst block of area. The study results showed hydrocarbon potential in the central horst block of the study area for the Middle Miocene multi-reservoirs.
520			_aتتميز خزانات الميوسين الأوسط في الجزء الجنوبي من مقاطعة خليج السويس بعدم اليقين الهندسي بسبب إعداداتها الهيكلية، وتغير الواجهات الجانبية، والصخور المختلفة، وجودة المكامن المتنوعة. لذلك، في هذه الدراسة، تم بناء نماذج جيوستاتيكية مفصلة 3D من خلال دمج مجموعات بيانات متعددة، بما في ذلك الأقسام الزلزالية 2D وسجلات الآبار الرقمية. تم بناء نماذج 3D لتشكيل بلاعيم (عضو حمام فرعون)، وتشكيل كريم (عضو مرخا)، وتشكيل روديس (عضو روديس العلوي) مع هيكلة مفصلة، وتقسيم المناطق، وطبقات لحقل أمل في جنوب خليج السويس لمحافظة السويس لتقييم إمكانات الهيدروكربون ، وحساب الاحتياطيات الدقيقة ، والتوصية بخطط التطوير والاستكشاف ، واقتراح مواقع للحفر في المستقبل. أظهر النموذج الهيكلي الناتج منطقة مجزأة من الصدوع العادية الرئيسية والثانوية تتجه إلى الشمال الغربي - جنوب شرق، مما يشكل مواقع محاصرة هيدروكربونية عالية الإمكانات من الناحية الهيكلية في منطقة الدراسة. كما تم إنشاء تحليل بتروفيزيائي مفصل بناء على بيانات تسجيل الخطوط السلكية (أشعة جاما، الكثافة، النيوترون، الصوت، وسجلات المقاومة). تم حساب أهم ثلاثة معايير في التقييم البتروفيزيائي: محتوى الصخر الزيتي والمسامية وتشبع السوائل للخزانات الرئيسية لبناء نموذج التشبع الصخري لكل بئر. يتم تعيين كل من هذه المعلمات لدراسة تباينها المساحي عبر منطقة الدراسة وتقدير المواقع المناسبة لآبار التطوير الجديدة. أشارت النماذج البتروفيزيائية إلى الإمكانات الجيدة لحمام فرعون كخزان بقيم مسامية 15-23٪، تزداد نحو الجزء الأوسط من المنطقة، وحجم الصخر الزيتي (Vsh) من 21-31٪، وتشبع الماء (Sw) من 34-49٪، وسمك الرمال يزداد نحو الجزء الشمالي الشرقي من المنطقة. تم تفسير عضو المرخا أيضا على أنه خزان جيد، مع قيم مسامية 15-22٪، تزداد نحو الجزء الجنوبي الشرقي من المنطقة، Vsh من 13-29٪، Sw من 16-38٪، وتتراكم الواجهات الرملية في كتلة هورست المركزية. يظهر عضو روديس العلوي خصائص خزان جيدة مع قيم مسامية 16-23٪، Vsh من 29-37٪، Sw من 35-40٪، وواجهات رملية جيدة في كتلة هورست المركزية من المنطقة. أظهرت نتائج الدراسة إمكانات الهيدروكربون في كتلة هورست المركزية لمنطقة الدراسة لخزانات الميوسين الأوسط المتعددة.
530			_aIssues also as CD.
546			_aText in English and abstract in Arabic & English.
650		7	_aGeophysical exploration _2qrmak
653		0	_aSeismic interpretation _a3D geo-static model _aReserve estimation _a3D petrophysical modeling _aFacies modeling _aHydrocarbon indicators _aSouthern Gulf of Suez.
700	0		_aWalid M. Mabrouk _ethesis advisor.
700	0		_aKhaled S. Soliman _ethesis advisor.
700	0		_aAhmed Mohsen Metwally _ethesis advisor.
900			_b01-01-2024 _cWalid M. Mabrouk _cKhaled S. Soliman _cAhmed Mohsen Metwally _UCairo University _FFaculty of Science _DDepartment of Geophysics
905			_aShimaa _eHuda
942			_2ddc _cTH _e21 _n0
999			_c170302