AAPG‐ER Newsletter – March 2008  1 

March 2008, Vol. 2   http://www.aapg.org/europe/newsletters/index.cfm  

EDITORIAL BOARD

Hugo Matias, Editor Pedro Kress, Associate Editor Claudia Bertoni, Associate Editor Tiago Alves, Associate Editor AAPG European Region Council Istvan Berczi, President John Brooks, Past-President David Richard Cook, President-Elect To be elected, Vice-President Stuart Harker, European

Representative on the AAPG European Council

Vlastimila Dvorakova, Secretary/Treasurer

The AAPG European Region Newsletter is published quarterly by the American Association of Petroleum Geologists - European Region, Room 422, Royal School of Mines, Department of Earth Science & Engineering, South Kensington Campus, Imperial College, London, SW7 2AZ, Phone: +44 207 594 3283 The months of issue are March, June, September and December. Instructions to authors Editorial correspondence and material submitted for publication should be addressed to the Editor to hmatias@repsolypf.com. All materials should be sent by the 15th of the month before issue publication. All submissions are subject to editorial review and revision. Subscriptions Subscription to this publication is included in the membership dues. Advertising pricing and size The Newsletter is printed digitally. Advertising is accepted on a space-available basis. Deadline for submitting material is 15th of the month before issue publication.

PRESIDENT’S MESSAGE

Dear Readers, 

Spring,  with  the  revival  of the  nature  after  winter,  is the  season  of  youth. Recently  youth  has  been the  subject  of  considerable attention by  the petroleum industry  in  general  and  in the  AAPG  particular,  with the  continuing  shortage  of scientists  and  engineers  in 

the petroleum industry. In March, two events occurred that make  it  important  to  talk about  this  issue  in  the president’s message again.  

Under the auspices of APPEX week in London (March 5‐7)  representatives  of  the  Council  of  the  European Region, the President of the AAPG and top officials of the  Tulsa  HQ  met  representatives  of  the  Youth Committee (YC) of the World Petroleum Council (WPC) together with the Director General and the Information Director of the same organisation.    It has been agreed that  the  two  organisations  can  complement  each other’s  activity  since  the  YC  represents  young professionals  while  AAPG  student  chapters  comprise university students not engaged in any industry entity. Additionally AAPG membership focuses on exploration and production while the WPC represents the complete vertically  integrated  industry.  It has been agreed  that participants  will  focus  on  two  occasions  to  start collaboration  through  mobilizing  their  respective memberships  and member  organisations.  The  YC  of WPC will  invite  representatives  of  the  AAPG  student chapters  to  contribute  actively  to  the  Youth Programme of  the  forthcoming  19th World Petroleum Congress  in Madrid  in  June  2008.  In  turn  the  AAPG Student  Chapters  in  Europe  are  going  to  encourage their members  in  organizing  and  attending  the  next milestone  of  this  co‐operation,  the  European  Youth Forum of the WPC due to take place in October 2009 in Strasbourg, France. 

One week  later  (March 14‐15)  the  first ever European Qualification  Round  of  the  Imperial  Barrel  Award (IBA) took place  in Prague, Czech Republic. The  IBA  is an  AAPG  brand  and  is  a  contest  for  integrated university  teams  to  demonstrate  their  skill  in interpreting  and  evaluating  data  covering  exploration acreage  provided  by  the  AAPG’s  IBA  Contest Management.  The  teams  are  ranked  on  the  basis  of their   performance in delivering their results in front of a panel of  judges  from companies  that  sponsored  the  

 

 

event. (You will find a detailed report in the next issue of the newsletter). This year a  total of  five universities competed in the presence of the heads of student chapters who were also  invited  to  Prague.  This  provided  an  excellent opportunity  for  youth  representatives  and  senior geoscientists to sit together after the competition and talk about  their  expectations  and  proposals  for  further collaboration. After an exchange of views lasting little more than  an  hour we  left  the  room  agreeing  to  the  following steps: 

• a  face to  face meeting  is extremely efficient and important,  even  in  the  age  of  unlimited communication opportunities in cyber space. 

• Student chapters will inform the President of the Region  in  a  monthly  report  of  the  important events within and around their respective student chapter.  

• To  open  the  door  to  participation  of  more universities  in  the  IBA,  the  AAPG  European Region,  in  collaboration  with  HQ,  will  offer special  courses  for  universities  covering  specific IBA contest‐related topics which are currently not represented  in  the  curricula  of  the  respective universities.  

• The  European  Region  is  going  to  develop  the occasion  of  the  annual  European  Qualification Round  of  the  IBA  into  an  annual  meeting  of  students  and  student  chapters,  providing  a regular  meeting  (“recruitment  fair”)  bringing together  students  and    recruitment  officials  of the companies.  

• The  student  chapters  are  going  to  submit  a proposal to the European Region comprising a list of  recommended  field  trip  conferences throughout the continent.  

Thus we concluded very fruitful and effective meetings and discussions in March. 

The  implementation  of  these  initiatives  will  need  the support  of  all  the membership,  continued  communication and last but not least a firm commitment to do our best for the revitalisation and growth of the Association.  

I invite you to join in this important work. 

 István BÉRCZI 

President 2007‐2009 AAPG European Region    

 

TABLE OF CONTENTS President’s Message  1  Technology Highlights  2 

3D TecLink  2  Exploration Country Focus  4 

Russia  4  R&D Projects  6 

South Viking Graben  6 Kaleidoscope Project  8 

 G&G Studies  11 

Palaeovalleys in the Sahara  11  Conferences and Seminars  15  AAPG – ER News  18  Calendar  24  AAPG‐ER Structure  25 

Advertisement Page Size

Actual size Front page cost

Random inside cost

Eighth 27.75 x 21.8 $50 $25 Quarter 55.5 x 43 $75 435 Half 111 x 87.5 Not applicable $75 Full 222 x 175 Not applicable $100

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  2 

     

   

3D TecLink

A new Approach in Petroleum Systems Analysis to link Basin- and Structural Modeling Friedemann Baur and Thomas Fuchs

IES Integrated Exploration Systems (IES)

INTRODUCTION 

Basin Modeling  is widely used  in  the petroleum  industry  and governmental geological  surveys  for  global  hydrocarbon  reserve  assessments  and  for quantifying  geoprocesses  and  related  risks.  But  many  of  the  world’s interesting  exploration  areas  are  characterized  by  structurally  complex geological histories and are difficult to analyze. Up to now there has been no technique, which links Structural Modeling techniques with Basin Modeling in four dimensions (space and time) to allow for an adequate petroleum systems analysis. 

This new  technique  is called  “3D TecLink” and has been developed by  IES® (Integrated Exploration Systems GmbH). The technique enables the customer to  assess  and  analyze  a  3D  petroleum  system  through  time,  dominated  by compressional geological settings by using the complete range of petroleum generation, migration  and  accumulation  tools  in  IES  software  PetroMod®.  PetroMod® 3D TecLink  is an add‐on package to  IES' PetroGen/PetroFlow 3D packages.  Data  can  be  loaded  from  all  major  commercial  3D  structural modeling packages.  METHODOLOGY 

The  3D  TecLink‐technique  has  been  developed  and  for  the  first  time  applied while building a highly complex model for a pilot project located in the fold  and  thrust  belts  of  the  Sub  Andean  orogeny  amidst  the  Sierras Subandinas, Bolivia.  Prior  to  3D,  this  unique  technology  had  been  put  into practice and applied  in a  simplistic way  to many  locations worldwide  in  the context  of  2D  sections.  The  TecLink  technology  is  capable  to  perform  full PVT‐controlled,  3‐phase,  n‐component  petroleum migration  simulations  in any type of structural geological settings. The aim of this pilot project was to transfer  the  already  existing  2D  TecLink  technology  (realized  within  the PetroBuilder®,  which  is  an  add  on  for  the  2D  PetroGen/Flow  packages  of PetroMod®), to a 3D model. This is the first time at all that this technology has 

  been  set  to  practice  to  perform  an  all‐comprehensive  petroleum  systems analysis in a 3D compressional geological setting. 

SIERRAS SUBANDINAS, BOLIVIA 

The general geology of the study area can be summarized as follows: 

The  present  day  foreland  basin  exists  since  the  Early  Miocene  and  is characterized  by  north‐northeast  trending  anticlines.  Sedimentary sequences  of  up  to  8  km  have  been  deposited  from  Early  Ordovician  up  to  Late  Pliocene.  The  compressional  regime  and  thin‐skin  tectonic  occurred  around  7 Mabpd. Well  known  type  II  to  type  III  source  rocks are  the Middle Devonian Los Monos,  the Early Devonian  Icla and  the Silurian  Kirusillas  Formation  with  faire  TOC  contents.  Most  important reservoir  intervals  are  the  fractured  Early  Devonian  quartzites  of  Huampampa  and  the  Late  Devonian  Iquiri  Formation  with  good  quality;  potential  reservoirs  are  the  Santa  Rosa,  Ichoa  and  Machareti formations. 

Used data to evolve this pilot study have been provided by Repsol YPF and comprise the present‐day geometry, 14 structural restored paleo‐sections as well as temperature, maturity and pressure calibration data along key‐wells. All  available  geometrical  and  geological  data  have  been  imported  into PetroMod® to build the model (Figure 1). 

The conventional  simulation approach  in basin modeling  is  to perform  first back stripping to recalculate the initial depositional thicknesses of a layer by applying  a  decompaction  rule.  After  decompaction  a  forward  modeling simulation  will  be  performed  to  calculate  the  entire  temperature  and pressure history. The present day geometry and the geophysical parameters of  the  assigned  lithologies make  up  the most  important  input  data  set  to perform  a  deterministic,  forward‐modeling  approach  and  to  calculate  the present day geometry. 

TECHNOLOGY HIGHLIGHTS

Figure 1. Structural input data above and the corresponding PetroMod® input model below 

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  3 

 

 

In  case  of  structural  movements  through  time  additional  reconstructed  paleo  models  are  needed  to  understand  the  kinematics  and  its  impact  on  the  geometrical  evolution  of  the  basin.  Therefore,  the  reconstructed  paleo models act as additional  input geometries  for  the  forward‐simulation. During  the  period  of  time  of  normal  sedimentation  the  forward  simulation  technique has not changed  to a normal  routine. But  for  the ages  of  defined  paleo  models/sections  the  compaction  is  not  calculated  any  more  because  the  thickness  has  already  been  predefined  in  the  input.  The  only  parameter,  which  needs  to  be  calculated,  is  the  vertical  effective stress from which all other parameters can be derived.  

Models,  which  undergo  significant  shortening,  comprise  multiple  depth  values  for  the  same  layer,  due  to  thrust  faults  and  its  layer‐doubling  effect.  This  causes  problems  during  the  simulation  but  can  be  avoided  by subdividing the model and all paleo models  into submodels (blocks), each of   

    

  

  

 

 

which  retain  their  structural  integrity but are  treated as one model  for  the simulator (Figure 2). 

CONCLUSION 

The  focus  of  this  study  lay  on  temperature  and  pressure  developments through time and the model results depict very well the observed distribution of  these  parameters.  Vitrinite  reflectance  and  temperature  have  been calibrated  for  all  available  data;  pressure,  permeability  and  porosity  have been  calibrated  for  all  wells  based  on  mud‐weight  data  and  in  situ measurements  (Figure  3).  The  calculated  distribution  of  hydrocarbon  gets very close to the known present day distribution, but has not been calibrated yet.  

Therefore,  it can be  said  that parts of  the Subandean Fold and Thrust Belt have  been modeled  successfully  and  for  the  first  time  with  full  pressure resolution in a basin modeling study.            

Figure 2. Multiple depth values, sub‐models and a paleo‐model at the beginning of thrusting (from left to right). 

Figure 3. Calculated transformation ratio, temperature and vitrinite reflectance for present day situation (from left to right). 

PUBLISH WITH THE AAPG-ER Newsletter The AAPG‐ER Newsletter  is  the  official  publication  for  the AAPG  European Region 

members.    We  are  interested  in  publishing  short  papers  on  recent  developments  in technology, new exploratory trends, promotion of research projects, conferences, courses and  any  subject  focused  in  Europe  that  is  of  interest  for  the  AAPG  members.  The Newsletter is received quarterly online or in print by all members.   

For submittal information contact Hugo Matias (hmatias@repsolypf.com). 

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  4 

   

Exploration Country Focus: Russia John Dolson

EMD Councilor, European Region, Exploration Advisor, TNK-BP, Moscow, Russia  

HISTORICAL PERSPECTIVE Russia’s can best be described as big:  big reserves, big challenges, big country (Figure 1).  It contains some of the largest and most prolific basins in the world (Figure 2).  However, the distances are vast, with over 12 time zones and many stranded fields hundreds or even thousands of kilometers from infrastructure.  Established  reserves and  yet  to  find  estimates  show  the  importance of  this country to world energy supplies (Figure 3). 

Russia has been exploring and developing oil  fields since the  late 1840’s and often dispute the claim that Drake’s 1859 well in Pennsylvania, was the world’s first oil well.   Some records suggested the first well as was actually drilled 12 years  earlier  in Baku, Azerbaijan.  Ironically,  but  importantly,  the  science  of exploration developed largely independent of the west over the next century.  

  Hence, Russian geoscientists have a deservedly high regard for their science and historically not just a small amount of distrust of western specialists and technologies. 

Following World War  II, Russia went on a search for a secure energy future. Exploration  teams were  charged with  finding  oil,  and  it was  reserves  that mattered,  not  economics.  Different  development  departments  were challenged to bring the reserves online, many of which were  in  inhospitable arctic locations or thousands of miles from any infrastructure. 

The  finding  rate  (Figure 4) was astonishing.   Standard  rules  for exploration required 4 wells on every structure: one crestal, two flank and one basinal to ensure nothing was  left behind.   With  large  simple  structures  to explore, a phenomenal  success  rate  was  established.    By  the  late  1980’s,  however, many  large  features had been  found, but more  importantly,  all  sources of funding  and  governmental  structure  collapsed.    So  the  creaming  curve flattened  and  has  remained  low  today, with many  companies  focusing  on infrastructure upgrades, restoring declining production and step‐out, low risk exploration. 

STRANDED FIELDS 

The  Soviet  system  encouraged  the  development  of  highly  specialized  and separate organizations. Drilling departments, exploration, development and other  groups  did  not  interact  and  had  separate  goals  and  missions.  Geophysicists  worked  in  centers  away  from  geologists,  major  research  centers were established in multiple institutes and responsibilities carved up by area.  Entire towns and Universities were created over large fields and it is not uncommon  to  find geologists  today who come  from a  family with a 70 year  or  greater  past  of  parents,  grandparents,  cousins  and  brothers  and sisters all working in the same basin and for the same companies. 

This  inefficient structure of vertically organized disciplines and departments resulted  in  large  numbers  of  discovered  fields  that  have  never  been  fully studied  or  brought  online  (Figure  5).    Explorers  did  a  great  job  of  finding things,  often  in  remote  locations  like  East  Siberia  and  often  in  unusual accumulations  (like  glacial  pre‐Cambrian  sediments  sourced  from  pre‐Cambrian source rocks, also in East Siberia). 

 

 

EXPLORATION COUNTRY FOCUS

Figure 1. Night satellite image showing location of Russian oil and gas reserves.  Big is the word. Big oil. Big Country. Big Challenges (remote 

Figure  2.  Russia  contains  some  of  the  physically  largest  basins  in  the world, including the giant West Siberian basin with 450+ BBOE reserves. Circle sizes are proportional to MMBOE reserves.   Green circles  indicate oil, orange condensate and red gas fields. 

Figure 3. Estimated proven reserves and yet to find for Russia compared to 

other major petroleum‐rich countries. 

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  5 

 

As  a  result,  with  the  collapse  of  the  soviet  oil  industry  in  1989,  many  companies  have  focused  their  money  on  infrastructure  development  and  bringing  these  stranded  fields  online.  Thousands  of shareholders  were  created  in  the  early  1990’s  as  state  companies  were dissolved.  Entrepreneurial  investors  quickly  bought  up  shares  from impoverished staff and grew truly giant companies from the remnants of the old system.   

TNK‐BP,  for  instance, has over 60,000 employees assembled  from over 600 smaller companies.    Infrastructure problems  in all companies are significant, with oil spills,  leaks  from pipelines, aging  refineries, stranded accumulations and  centralization  of  control of  pipelines  in  state hands  causing  a  focus on development  and  not  exploration.  Companies  continue  to  consolidate  into large  groups  and  the  state  has  clearly  stated  its  desire  to  regain  a  strong control  of  its  resources.    Today,  the  state‐run  behemoths  of  Rosneft  and Gazprom  have  signifcant  resources  and  political  clout.  Gazprom  alone controls 17% of the world’s proven gas resources. 

 

 

Anyone  trying  to  work  here  successfully  needs  to  learn  one  simple  rule: respect  your Russian peers. Despite what  today are  considered historically outdated exploration techniques, the simple fact remains that the Russian oil industry  succeeded  without  help  from  the  west.  One  of  the  ironies  all technical people face is that past success using old methods will often lead to a  sense  of  complacency.    Older  Russian  oil‐finders  in  all  companies,  and particularly  within  the  University  system,  have  been  incredibly  successful finding oil.  Westerner’s who ignore this do so at their peril, for the prevailing attitude is “I have found more oil and gas than you so why are you telling me to do  it differently?” Or, as another  friend of mine pointed out  “they were asked  to  find  oil  and  they  did.  They  just  weren’t  asked  to  find  it economically”.  

Most  of  the  expatriates  I  know  in  Russia  who  have  failed  and  returned  home  disgruntled  with  the  difficult  work  environment  simply  forgot  to  pay  homage  to  the  past,  point  out  the  future  is more  difficult  and  that  today, making money is just as important as finding accumulations. 

 

 

 

  

 

 

 

 

 

Figure  4.  Russian  post  WWII  exploration  history.  Success  breeds complacency and a  sense of  'why change?" The  flattening of  the  creaming curve  in 1989  is as much due to funding collapse as  it  is to difficult geology and lack of new 'running room'. 

Figure 5. Over 270 TCF of gas alone is stranded in known discoveries in the West Siberian basin. Hundreds of smaller pools still await development or access to pipelines.  Circle size varies by recoverable MMBOE. 

Figure  6.  Production  by company.   Over  150  small companies  remain  with production  under  10,000 BOPD.    Bringing  stranded fields online and  improving production in existing fields has  largely  consumed  the Russian  oil  industry  in  the last decade. 

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  6 

 

 

 

Academia-Industry Collaboration Provides an Improved Understanding of Rift Basin

Development in the South Viking Graben, Offshore Norway 1Christopher Jackson, 2Eirik Larsen, 2Bruce Tocher, 1Karla Kane, 1Rachel Kieft and 1Gary Hampson

1Department of Earth Sciences and Engineering, Imperial College, Prince Conosrt Road, London, SW7 2BP, England, UK 2StatoilHydro ASA, Sandsliveien 90, Bergen, N5020, Norway

  

RATIONALE 

The South Viking Graben  (SVG)  is a mature petroleum basin  that still offers commercially significant exploration and  field‐development opportunities.  In addition  to existing producing  fields,  there are  several discoveries  ready  for development and numerous exploration targets within several diverse plays; as  such,  the  SVG  is  a  core  commercial  area  for  StatoilHydro  ASA  (Fig.  1). Currently, in the Greater Sleipner area, the majority of production comes from    

 

 

Middle  Jurassic  and  Palaeocene  plays  which  are  now  reaching  maturity. However, the Upper Jurassic syn‐rift play, amongst others, can be considered grossly under‐explored when  compared  to  the UK  side of  the basin where several prolific  fields are  located  (e.g. Brae, T‐Blocks). This  reflects,  in part, the difficulty in predicting reservoir distribution and quality within the syn‐rift interval  in  extensional  basins  such  as  the  SVG.  To meet  this  challenge,  a multidisciplinary, geological  study was  initiated between Statoil ASA  (now StatoilHydro ASA) and Imperial College in 2005. 

 ORGANIZATION 

The funding of the project was unusual in that it was split 50:50 between the company’s exploration R&D programme and an exploration  licence  (PL303) which covers most of  the area of  interest. This method of  funding ensured that  the  generic  outcomes  of  the  project  could  be  appraised  and disseminated  by  the  research  group,  and  that  the  applied  aspects  of  the research could be rapidly utilised by the E&P group. The project was staffed at  Imperial  College  by  one  Post‐Doctoral  Research Associate  (PDRA) who focused on the tectono‐stratigraphic development of the  late syn‐rift, and a PhD student who  focused on  the  tectono‐stratigraphic development of  the early  syn‐rift  succession.  Key  staff members  in  Statoil were  charged with establishing and maintaining close links with researchers at Imperial College. In  addition,  these  staff members  provided  rapid  access  to  essential  data hosted by Statoil and were critical in disseminating the results of the project to  other  staff  members  in  confidential,  licence‐focused  meetings.  The collaborative project benefited  from  regular visits between  the  two groups, with  the PDRA and PhD  staff  spending 4‐6 week blocks  ‘embedded’  in  the offices of the production unit The project used a wide variety of data types including  regional  2D  and  3D  seismic,  and  numerous  exploration  and production boreholes which contain detailed biostratigraphic and core data. Critically, researchers had virtually unlimited access to all these data.  

 KEY RESULTS & FUTURE DEVELOPMENTS 

From a generic perspective, the research project indicated that the structural evolution  of  the  South  Viking  Graben  was  complex  and  included  the development  of  gravity‐driven  normal  fault  arrays  above  a  regional  salt detachment,  and  sub‐salt  basement‐involved  faulting  which  led  to pronounced  forced  folding  (or  fault‐propagation  folding)  in  the  cover stratigraphy.  This  structural  development  had  a major  impact  on  syn‐rift depositional patterns both within early syn‐rift shallow marine and  late syn‐rift  deep marine  strata.  In  particular, major  thickness  and  facies  changes occur in both shallow (Fig. 2) and deep marine (Fig. 3) sandstones adjacent to both  active  normal  faults  and  large,  salt‐cored  structural  highs.  From  an applied  perspective,  research  on  the  palaeogeographic  evolution  of  the Middle Jurassic succession aided in reservoir prognosis prior to drilling of the Ermintrude  prospect;  this  prospect  was  drilled  and  appraised  during  the middle part of 2007 and  is estimated  to  contain  ca.  75 MMBL.  In addition, several exploration targets have been identified in the late syn‐rift interval. 

This study demonstrates that an  integrated multidisciplinary study between academia and industry can generate new opportunities in a mature basin that   

R&D PROJECTS

Figure 1. Time‐structure map of the Base Cretaceous Unconformity (BCU)  illustrating  the  general  structural  style  of  the  South  Viking Graben and the location of major hydrocarbon fields/discoveries. 

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  7 

   

 

has been explored for more than 30 years. In particular, geological predictions and  risk evaluation have benefited greatly  from  this improved  regional geological understanding. Key  to  the  success of  this  project was  the  establishment  of  two  clear  aims  at  the study outset; (i) research results were to be business‐focused and have an  impact on business decisions; and  (ii)  the  results would also need to assist in improving Statoil’s general understanding of the tectono‐stratigraphic evolution of rift basins. Future projects utilising  a  similar  funding  model  and  with  similar  aims  are currently being planned. 

 

 

 

Corresponding author’s email: c.jackson@imperial.ac.uk 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  

Figure 2. Correlation of Middle Jurassic strata within the study area illustrating the control of salt‐cored structural highs on the stratigraphic development of shallow marine reservoir sandstones. 

Figure 3.  (A) Time‐structure map of an  intra‐Jurassic reflection  event  illustrating  the  structural  style  of  a Late  Jurassic  rift‐related  half‐graben.  Deep‐water sediment  input  is  inferred  to  be  from  the  north.  (B) Conceptual  model  for  the  deposition  of  deep‐water turbidite  (reservoir)  sandstones  adjacent  to  a  salt‐influenced fault‐propagation fold. 

 

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  8 

 

Kaleidoscope Project Francisco Ortigosa

REPSOL-YPF

RATIONALE 

The  sediments  below  the  deep  and  ultra‐deep  waters  of  the  US  Federal waters of the Gulf of Mexico shelter rich oil reserves, sometimes as much as 40,000 ft from the surface. Minerals Management Service (MMS), the federal agency in the U.S. Department of the Interior that manages the nation's oil, natural  gas  and  other mineral  resources  on  the  outer  continental  shelf  in federal offshore waters,  estimates  that  the Gulf of Mexico holds  37 billion barrels of "undiscovered, conventionally recoverable" oil.  

These reserves are very difficult to find and reach due to thick  layers of salt that  preclude  the  imaging  and  visualization  of  the  oil‐bearing  sands underneath. The oil  industry uses  sophisticated  technologies  to  locate and visualize  these  exploratory  objectives.  These  technologies  are  computing intensive and  the  success  to properly  "see underneath" depends  largely on the  power  of  the  supercomputers  used.  It  is  remarkable  that  public benchmarks  show  that  the Cell/BE Processors perform  the computation of algorithms  central  to  seismic  imaging,  40  times  faster  than  leading  brand processors used in today's supercomputers. That increase in computer power makes feasible the application of imaging technologies that until today have been  considered  as  a  utopia  in  the  oil  industry,  allowing  more  reliable exploration.  

The  Kaleidoscope  Project  seeks  exploitation  of  Cell/BE  unparalleled properties  for  the  creation  of  the  next  generation  seismic  imaging technologies specifically tailored to the Processor for the visualization of the earth interior and the adaptation of existing imaging technologies used in oil exploration by exploiting the Cell/BE Processor unparalleled properties. The output  from the Kaleidoscope Project will be  faster tools, by several orders of magnitude, more  reliable  software  to visualize below  the  thick  layers of salt present  in  the Gulf of Mexico  and  therefore  reducing  significantly  the exploration risks and making accessible oil reserves that otherwise would be invisible to the industry.  

The Kaleidoscope Project is a "dream team" partnership of top geophysicists, computer  scientists  and  organizations  from  around  the  world  has  been created  by  Repsol  YPF,  a  Spanish  integrated  oil  company with  important assets  in  the US Gulf  of Mexico,  3DGeo,  a  leader Houston‐based  imaging  

company  formed  by  Stanford  University  professor  and  seismic  imaging pioneer,  Biondo Biondi,  and  the Barcelona  Supercomputer  Center  (BSC). The  BSC  hosts  the  MareNostrum,  powered  by  IBM,  the  third  largest computer of the in Europe. The Kaleidoscope Project has privileged access through the BSC to Cell/BE based systems and technology because the BSC is  one  of  the  few  research  centers  in  the world  developing  libraries  and codes for such processors. 

 SOURCES OF VALUE IN SEISMIC IMAGING 

The Earth's Interior can be decomposed everywhere in two elements. First, the  geometry  of  all  rock  layers  underneath  the  surface,  called  Structure, and, second the velocity distribution of these rocks. Such velocities refer to the  speed of  sound when  transmitted  trough  a particular  rock  across  the structure. That velocity  is an  intrinsic property  to  the nature of  the  rocks, and altogether constitutes the Velocity Field. Structure and Velocity Field are independent variables of the Earth's Interior that when combined give place to the Velocity Model of a given place on the Earth.  

Subsurface  Seismic  Imaging  consists  on  determining  simultaneously  the Structure  and  the  Velocity  Field  somewhere  on  the  Earth  from  a  single seismic experiment.  

Since  there are  two unknown variables, Structure and Velocity Field and a single experiment,  the solution  to  the problem  is  indeterminate. The only way  to solve  it  is by  iterating  from an  initial Velocity Model  that somehow has to be guessed before the process start.  

There  are  three  Sources  of  Value  in  Seismic  Imaging:  Velocity  Model, Algorithms used  in the  iterations, and the Capacity of the computers used to iterate. 

 VELOCITY MODEL 

Focusing seismic energy  in Seismic  Imaging  is exactly the same process as focusing  light  in Optics. The Velocity Model  in Seismic  Imaging plays  the   

Figure 1. The MareNostrum supercomputer was installed in a former 

cathedral. Courtesy of Barcelona Supercomputing Center. 

 

 Figure 2. Geological Repsol YPF model with SALT bodies (blue) and other 

structures 

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  9 

same  role  of  a  lens.  Repsol‐YPF  strongly  believes  that  the  greatest  value added  during  the  Seismic  Imaging  process  comes  from  the  time  spent "crafting  the  lens",  i.e.  building  the  Velocity Model. Moreover,  as  clearer subsalt images are provided by new algorithms, there is still the problem of spatially accurate images, resolvable only with a detailed velocity model.  

To maximize the time for the data to be  in the hands of the  interpreters to build  the  Velocity  Model,  the  computation  time  has  to  be  minimized, therefore requiring a very fast computational solution.  

Within Kaleidoscope,  the Velocity Model Building process  is  improved with the development of tools that reduce the need for subjective and sometimes inconsistent human interaction, and at the same time, increasing turnaround for large, dense 3D seismic datasets.   ALGORITHM 

Algorithms  are  crucial  for  the  quality  of  the  final  image.  Seismic  Imaging algorithms have been known even  from  the  sixties, but  they had not been coded due to the lack of adequate or affordable hardware. The affordability of  the  hardware  is  growing  faster  than  the  capacity  to  progress  in  the algorithm implementation and coding.  

But  because  of  lack  of  coordination  between  algorithm  builders  and hardware manufacturers,  there  is  a  real  race,  to  provide  with  newer  and faster algorithms and codes through taking shortcuts and compromises from the  original  algorithms.  This  competition  is  leading  to  a  situation  that somebody  quoted  as  "algorithm  pollution"  referring  to  the  amount  of different flavors for the implementation of Seismic Imaging technologies.  

The Kaleidoscope Project tackles this problem from a different perspective: Collaboration  between  algorithm  coders  (3DGeo,  BSC)  and  hardware manufacturers (IBM). In doing so, there is a parallel simultaneous research in hardware and  software. Therefore,  there  is no compromise  in  the  imaging quality  by  making  trade‐offs  between  algorithm  accuracy  and  algorithm speed.  The  speed  will  come  from  the  Cell/B.E.  (*)  processor,  the  I/O improvements and the tailoring of codes to the Cell/B.E. (*) processor.  

The imaging algorithms being developed are grouped in three categories:  

• Anisotropic One‐pass and Two‐pass Shot Profile Migration  

• Plane‐Wave Migration & Migration in Tilted Coordinates (PWSPM)  

• Anisotropic Reverse Time Migration (RTM)   

CAPACITY 

Every  iteration  of  an  average  Seismic  Imaging  production  processing 

project  requires  1020  floating  point  operations.  That  means  that  every iteration  in  an  average  10  Tflops machine  requires  four months. On  the other hand, such  iteration would only require one and a half day  in a peta‐scale machine.  

The need  for Capacity  is obvious  in Seismic  Imaging. The amazing price‐performance ratio of Linux PC‐Clusters made Seismic  Imaging Technology a reality. Wave Equation algorithms have been only widely available to the industry  from around year 2003. The evolution of  the algorithms, and  the application  to  exploration  in  increasingly  geologically  complex  areas  is  a consequence of the ever increasing performance of PC‐Clusters.  

During the last five years, the need in computing power needed for seismic imaging  in the oil  industry has  increased two orders of magnitude and the storage,  and  I/O  needs,  three orders of magnitude. At  present  time,  and considering the new algorithms to come (Waveform Inversion, Plane Wave Reverse  Time  Migration,...)  there  is  no  indication  that  this  rate  will decrease.  

Capacity evolution  is predictable. By  looking at  the Top500 computers by year on a  log‐log  scale,  it can be predicted  than  in  three years peta‐scale capacity will be widely available.  

The  problem  is  not  when  to  achieve  the  peta‐scale  capacity  widely available,  but  how  to  do  it.  It  is  clear  that  widely  available  peta‐scale capacity will require:  

Figure 3. Sigsbee synthetic model 

Figure 4. Two iterations of Wave Path Tomography (Sigsbee starting velocity model) 

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  10 

 

• A multielement(multicore)  processor,  given  that  CPU  frequency  has reached a limit. Any multielement processor will be difficult to program.  

• This multielement processor must have very low power consumption to make peta‐scale capacity economically viable and technically feasible.  

• Widely  available  peta‐scale  capacity  requires  a  very  cheap  processor. That  implies  mass  production  in  figures  larger  than  the  current production for processors in the PC industry.  

The Cell/BE processor met these three characteristics and in addition, testing on  the  processor  evidences  that  the  performance  of  present  Cell/BE  vs. present Superscalar Processors  is superior  in FFTs  (up  to 40  times), Stencil Computations (more than 15 times), with a power consumption reduction of 10 times.  Migration  software must  give  simultaneously  the maximum  performance and  the maximum  flexibility  to  simulate different  scenarios.  It  is  critical  to exploit  the  different  levels  of  parallelism  with  maximum  efficiency.  In Kaleidoscope we manage the following levels of parallelism:  

• Grid  level: All  the  shots  in a migration algorithm  could be process  in parallel. The different computational nodes of a cluster could be used to run simultaneously different shots. This is the called Grid or Application level parallelism. We use the Grid‐SuperScalar programming model to exploit  it.  This  level  requires  manage  workflows  with  some  data dependencies defined by input/output files. Moreover is critical to have a  fault  tolerance  mechanism  at  this  level  due  to  the  duration  of  a complete migration  execution.  The  parallel  efficiency  of  this  level  is 100%.  The  key  issue  at  this  level  is  the  simplicity  to  express  the workflows.  

 • Process level: Each individual shot requires some hardware resources. 

If  these  resources  are  larger  than  the  available  resources  in  a  single computational node of the cluster, the shot execution must be splited between  some  computational  nodes  using  domain  decomposition techniques. We use MPI programming model to exploit this level. The scalability  of  this  level  is  limited  by  the  use  of  Finite Differences  as discretization  technique. However,  this  is not a problem because  the number  of  domains  needed  to  have  enough  hardware  resources  is quite  small. We  always  work  with  a  parallel  efficiency  at  this  level greater  than  90%. Moreover,  at  this  level we must manage  the  IO needed by RTM. Using asynchronous  IO and checkpointing capability we are able to minimize the IO time in a RTM execution.  

• Thread  level:  In  the present supercomputers, a single computational node  use  to  be  a  shared  memory  multiprocessor.  In  order  to  use efficiently  all  the  processors  in  a  computational  node  we  use  the OpenMP programming model. This allows us to use all the memory in a single node for a single shot or for a domain from a single shot. The key issue is to manage properly the memory access in order to have a good  thread  load  balancing  and  the  minimum  thread  memory interferences. We have obtained a 94% parallel efficiency at this  level using IBM JS21 blades as computational nodes.  

• Processor  level: Because migration  algorithms  use  to  be  limited  by memory bandwidth it is critical to minimize the cache miss ratio of the computational kernel. This is accomplished using blocking algorithms. Other  important point at  this  level  is  to exploit vector capabilities of the processor.  

 

PUBLICATIONS ‐ Technologies  Improve  Subsalt  Imaging,  Dimitri  Bevc,  Francisco 

Ortigosa,  Antoine  Guitton,  Bruno  Kaelin  and  Moritz  Fliedner.  The American Oil & Gas Reporter, February 2008  

‐ Modeling  of  wide‐azimuth  towed‐streamer  surveys  with  high performance computing, B. Kaelin, J. Higginbotham, C. A. Fernandez, F. Ortigosa, B. Fontecha & J. M. Cela, SEG International Exposition and 77th Annual Meeting, San Antonio, Sept 2007  

‐ 3D Migration of a Simulated Wide‐Azimuth Towed Streamer Survey, A. Guitton, B. Kaelin & F. Ortigosa, SEG  International Exposition and 77th Annual Meeting, San Antonio, Sept 2007  

‐ Next Generation Seismic Imaging: High Fidelity Algorithms and High‐End Computing, Dimitri Bevc, Francisco Ortigosa, Antoine Guitton & Bruno Kaelin, AGU General Assembly, Mexico, May 2007  

‐ Least‐Square  Attenuation  of  Reverse‐Time‐Migration  Artifacts, Antoine Guitton, Bruno Kaelin, Biondo Biondi, Geophysics, Vol. 72, N. 1, February 2007  

‐ Imaging Condition For Reverse Time Migration, Bruno Kaelin, Antoine Guitton, SEG 2006 International Exposition and 76'th Annual Meeting, New Orleans, Oct 2006  

‐ Least‐Square  Attenuation  of  Reverse‐Time  Migration  Artifacts, Antoine Guitton, Bruno Kaelin, Biondo Biondi, SEG 2006 International Exposition and 76'th Annual Meeting, New Orleans, Oct 2006  

‐ Robust  Imaging  Condition  for  Shot‐Profile  Migration,  Antoine Guitton, Alejandro Valenciano, Dimitri Bevc,  SEG  2006  International Exposition and 76'th Annual Meeting, New Orleans, Oct 2006  

‐ Robust  Illumination  Compensation  for  Shot‐Profile  Migration, Antoine  Guitton,  Alejandro  Valenciano,  Dimitri  Bevc,  EAGE  68th Conference & Exhibition, Vienna, Austria, June 2006  

‐ Imaging methods  in complex overburden, Antoine Guitton, Francisco Ortigosa, Bruno Kaelin, EAGE 69th Conference & Exhibition, London, UK, June 2007  

‐ Illumination effects  in reverse time migration, Bruno Kaelin, Antoine Guitton,  Francisco  Ortigosa,  EAGE  69th  Conference  &  Exhibition, London, UK, June 2007 

Figure 5.  (a)  3D velocity model,  (b) Shot‐Profile Migration  (SPM) of the  modeled  data  with  4,047  shot  gathers  and  limited  cross‐line apertura. AGC has been applied to the image 

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  11 

    

Late Ordovician Palaeovalleys in the Sahara Neil McDougall1, Hussein Abdallah1 and Khaeri Tawengi2

1Repsol Exploración, Madrid, Spain 2Repsol Exploración Murzuq, Tripoli, Libya

INTRODUCTION 

An  Upper  Ordovician  glacial  episode  is widely  recognised as a  significant event in  the  geological  history  of  the  Lower Palaeozoic.  This  is  especially  so  in  the case  of  the  Saharan  Platform  where  late  Ordovician  sediments  are  well‐developed  and  have  become  a  major target  for  hydrocarbon  exploration  in both Libya and Algeria (Figure 1).  

Fieldwork  in  outcrops  across  both  SW Libya  and  Algeria  (Figure  1),  together with well log analysis, has confirmed the existence  of  a  generally  similar succession of Hirnantian age   across the area,  known  in  Libya  as  the  Melaz Shugran and Mamuniyat Formations and in  Algeria,  as  the  Tamadjert  Formation or  Unit  IV.  As  a  whole  this  package records a  succession of glacial advances and  retreats,  assigned  to  several depositional sequences. Each of these  is associated  with  major  erosion  surfaces defining  a  complex  series  of  nested palaeovalley  features  ranging  in  scale from  a  few  hundred metres  to  kilometres  in width  (Figures  2  &  3).  Facies changes, both vertical and  lateral, are often  rapid  resulting  in a  complex of glacially‐influenced  fluvio‐marine  reservoirs  and  potential  intraformational seals.  The whole  succession  is  terminated  by  a major  post‐glacial  flooding event  during  which  graptolitic  shales  were  deposited  across  the  region  to form a seal and, locally, organic‐rich source rocks. 

Both  outcrop  and  subsurface  data (Figure  2)  reveal  fairly  irregular palaeotopographic  depressions, often,  but  not  always,  associated with normal faulted margins, some of which  show  evidence  of  early inversion  generating  important structural traps (Figure 2). Locally,  in SW Libya, it is also important to note the  existence  of  a  secondary  play associated  with  the  palaeovalley interfluves or palaeohighs composed of  the  older  Middle  Ordovician Hawaz  Formation  (Figures  2  &  6). However,  for  clarity,  this  play  has been  excluded  from  the  current discussion.   STRATIGRAPHIC FRAMEWORK 

The  topmost  Ordovician  section forms  the  youngest  of  3  major sequences  recognised  widely  across almost the entire Saharan Platform: 

• Sequence  CO1  comprises the so‐called Cambrian Tin 

Taradjelli  (Unit  II) or Hassaouna  sandstones overlain by  the Zone des Alternances  (Unit  III‐1a),  El Gassi  Shales  (Unit  III‐1b)  and    El Atchane  sandstones  (Unit  III‐1c)  forming  the  TST  and  HST  of Sequence  CO1. Oil  and  gas  are  locally  recovered  from most  of these  units  in  Algeria,  especially  the  Amguid‐Hassi  Messaoud Ridge 

G&G STUDIES

Figure 1. Location of key outcrops in the Qarqaf Arch, Ghat and Tassili N 

Ájjers areas of SW Libya and SE Algeria (LANDSAT) 

Well A Well B Well DWell C

SW NE

2km

c1000ft

Well A Well B Well DWell C

SW NE

2kmWell A Well B Well DWell C

SW NE

Well A Well B Well DWell C

SW NE

Well A Well B Well DWell C

SW NE

2km

c1000ft

Figure 2. 3D seismic line cross‐cutting a SSE‐NNW trending palaeovalley complex up  

to approximately 1000ft thick in the Murzuq Basin (SW Libya) 

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  12 

 

• Sequence CO2  comprises  the Hamra Quarztite  (Unit III‐2) or Achebayat Formations (SMST) overlain by the shoreface‐shelfal sandstones of  Unit III‐3 (In Tahouite Formation) or Hawaz Formation  (TST and HST). The former is a deep gas reservoir in Algeria and the latter an  increasingly  significant oil  reservoir  in  the Murzuq Basin 

• Sequence  CO3  is  the  uppermost  Ordovician  section and  is assigned  to    either  the Mamuniyat and Melaz Shugran  Formations  (Murzuq,  Kufra  and  southern Libyan Ghadames Basin) or the Tamadjert Formation (Algerian  basins)  known  more  commonly  by  the subsurface  nomenclature  as  Unit  IV.  In  all  cases subsurface biostratigraphy confirms an Hirnantian age for  this  sequence,  a  period  of  time  covering  only several  million  years,  of  which  the  glacial  episode probably represents considerably less 

In most  cases  the  unit  is  subdivided  into  several  distinctive packages,  each  bounded  by  Type  I  unconformities  and  is effectively a higher order depositional sequence recognisable across  the  entire  area.  Figure  4  summarises  this  basic stratigraphic  subdivision,  as  derived  from  both  outcrop  and subsurface, by reference to four genetic packages termed, for simplicity, UO1 to UO4 most  of which  have  also  been  recognised,  although with  different nomenclatures  in  use  and  not  necessarily with  the  same  interpretation,  in individual outcrops, be they in Libya or Algeria. 

 SEQUENCE UO1 This  is a mud‐prone unit  locally >150m  thick, known as  the Melaz Shugran Formation  in Libya and Unit  IV‐0  in Algeria. Outcrop observations  coupled  

with  both  core  and  image  log  analysis  show  this  package  to  comprise  a number  of  subunits  and  facies  types    including massive,  deformed  or  flat laminated  sandy  to  pebbly  mudstones  and  interbedded  fine  grained sandstones  and  mudstones  associated  with  pervasive  soft  sediment deformation.   Overall, this is clearly not a reservoir unit and in fact may well be  implicated  in  the  development  of  intraformational  seals  resulting  in thicker oil columns than would be expected from purely structural trapping. 

Comparison  with modern  analogues  suggest  these  facies  were  deposited from  a  combination  of  glaciomarine  processes  such  as  iceberg  rain‐out, 

dilute  debris  flows  and  density  underflows derived  from  tidewater  glaciers.  In  broader terms it is assumed that UO1 deposition was associated with both high  relative sea  levels and sediment fluxes, presumably a response to a major glacial retreat following the initial platform‐wide  incision  event  marking  the onset of the end‐Ordovician glaciation. 

 SEQUENCE UO2 

This  major  sand‐dominated  (Lower Mamuniyat, Unit IV‐1 or Unit IV‐2/1) reservoir package  appears  to  erosively  truncate  the underlying  argillaceous  sediments,  locally resting  directly  on  the  older  pre‐glacial sediments  of  Middle  Ordovician  age.  The lower  part  comprises  locally  conglomeratic channel  sandstones,  climbing  megaripples and  debrites.  In  contrast,  the  upper  part comprises  fine  sheetflood  sandstones passing  laterally  into  thick, areally extensive shallow  marine  sandsheets.  In  both  cases deposition  probably  occurred  in  pro‐glacial or  peri‐glacial  estuarine  and  braid‐delta environments  associated with  retreating  ice sheets. 

 

  

 

Figure 3. Palaeovalleys in outcrop; geological map of the Tamadjert area (SE Algeria) showing several major palaeovalley complexes up to 20km wide (palaeovalley fill in light green colour) 

Figure 4. (a) Composite stratigraphic section for the Upper  Ordovician  (based  on  outcrop  observations) and (b) a type well log section from SW Libya 

UO2b

UO2a

UO1

UO3

UO4

UO2b

UO2a

UO1

UO3

UO4

t

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  13 

SEQUENCE UO3 

This  distinctive  heterolithic  sediment  package  is  separated  from  the  sand‐prone Sequence UO2 by a major unconformity which, in many cases displays evidence  of  significant  glacial  erosion  in  the  form  of  distinctive  striae  (Figure  5)  or  roche  moutoneé  features  and  downwards  decreasing deformation,  such as  folds,  step‐faulting and  injection  structures, attributed to glaciotectonism.  It  records a  significant  episode of base  level  fall, glacial incision and the generation of accommodation space followed by rapid post‐glacial  flooding and  the subsequent progradation of braid‐delta systems  fed by  the  retreating  ice.  Initially  deposition  occurred  in  relatively  steep  slope‐type  braid‐deltas  and  with  reduced  accommodation  space,  deposition occurred principally in lower gradient braid‐deltas, mainly in shallow channels forming  stacked  northerly  prograding  clinoforms  defining  an  HST. This package acts as a  reservoir but also offers  the potential  for  intraformational seals and stratigraphic trapping.  

 SEQUENCE UO4 

This sand‐prone package is the key Upper Ordovician reservoir horizon across the  Saharan  Platform  associated  with  often  excellent  reservoir  quality (Permeabilities ranging from 100´s to 1000´s of millidarcies) and is interpreted   

 

to  form  by  subglacial  to  proglacial  flooding  events  reflecting  a  further episode  of  base  level  fall  and  ice  advance. Outcrop work  has  identified  a three‐fold  subdivision,  each  component  of which  is  bounded  by  locally  to regionally significant unconformities (Figure 4): 

• Sequence  UO4a:  Comprises  Coarse  to  Very  Coarse,  pebbly  and locally conglomeratic sandstones  infilling palaeorelief  in the  form of megachannel bodies tens to hundreds of metres  in width and up to 10m thick. Internally, these channel bodies are typically massive with abundant mudchips or  intraclasts overlain by  large‐scale,  low angle cross‐stratification.  Sequence  architecture  and  facies  combine  to suggest deposition from major glacial outburst events or jokulhaups, presumably associated with tunnel valleys 

• Sequence UO4b:  forms a  single  coarsening‐upwards package up  to 50m  thick comprising poorly  sorted, Coarse  to Very Coarse grained sandstones  characterised  by  a  dense  deposit‐feeding  ichnofauna gradually  replaced  by medium  to  large‐scale  trough  cross‐bedding with  a  marked  bipolar  palaeocurrent  distribution.  The  whole assemblage  records  a  significant  relative  sea  level  fall,  erosion  of UO4a  and  the  subsequent progradation of  tidally‐influenced braid‐deltas or, in some cases, Gilbert deltas 

• Sequence UO4c: Areally  the  least  extensive of  the  three  subunits, this package forms anastomosing channel bodies each tens of metres in  width  and  up  to  5m  in  thickness.  Channel  bodies  are  notably incised  into  underlying  Upper  Ordovician  sediments  along  steep, highly irregular surfaces cut in response to a further episode of falling base level. The channel fill is virtually identical to Sequence UO4a and is similarly interpreted in terms of outburst floods 

BIR TLACSIN (SEQUENCE UO5) 

This somewhat enigmatic unit  is transitional between the Upper Ordovician and Lower Silurian post‐glacial shales.  It  is  typically highly argillaceous and capped,  in many cases, by a  thin, cemented  transgressive  lag above which the Lower Silurian Tanezzuft Shale is encountered. 

 CONCLUSIONS AND DISCUSSION 

The  Uppermost  Ordovician  on  the  Saharan  Platform  is  clearly  a  highly complex  sedimentary  package  characterised  by  multiple  erosive  events, most of which are probably linked to glacioeustatic and isostatic (“rebound”) events.  The  challenge  is  to  extend  this  concept  into  a  three‐dimensional model  with  predictive  value.  As  a  first  step  this  has  required  geological mapping of  the  sequences  in  several key areas, principally  the Qarqaf and Ghat  areas  of  SW  Libya  (Figure  7), with  the  aim  of  summarising  in  some detail,  the degree of architectural  complexity  to be expected  in  the Upper Ordovician, even on field‐scales. 

On this basis, simplified geological models have been constructed (Figure 8) to provide a basis for subsurface correlations and geoseismic interpretations. In both cases maps at several scales were used as a basis  for cross‐sections subsequently  integrated  into composite models which, despite  the >500km  

Figure 5. Glacial striae exposed at the contact between Sequences UO2 and UO3, Dider, SE Algeria 

Figure 6. Panoramic view along the axis of a major palaeovalley (>400m deep) cut into the Middle Ordovician In Tahouite Formation at Iherir, SE Algeria 

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  14 

 

 

 

distance  separating  outcrops,  show  a  remarkable similarity.  Detailed  observations  from  across  both  Libya and Algeria confirm the validity of these concepts. 

As a  final  step,  fieldwork observations have been used  to guide  detailed  geological  interpretations  of  the palaeovalley  fill  as  seen  in  seismic  with  the  aim  of identifying  intra‐UO  units  and  suggesting  possible lithologies. 

In  conclusion,  it  is  readily  apparent  that  the  Upper Ordovician  although  a  highly  complex  reservoir  is nevertheless  characterised  by  a  consistent  large‐scale sequence architecture across a wide area. This provides a sound  basis  for  the  more  detailed  interpretation  of subsurface data and  the  reduction of  risk associated with the prediction of both reservoir presence and quality.  ACKNOWLEDGEMENTS 

The  authors would  like  to  acknowledge  the  support  and encouragement  of  Repsol  Exploración  Murzuq  and partners Total, OMV and Norsk Hydro. Special thanks are also due to NOC and Sonatrach for their support.    

  Corresponding author’s email: neilmcdougall@repsolypf.com  

   

1000 sq km1000 sq km

80 sq km80 sq km

Figure 7. Geological sketch maps form the Qarqaf Arch and Ghat areas (SW Libya) highlight the architectural complexity of the Upper Ordovician  

on several scales (10,s to 100´s of sq km). Also shown in (a) are the locations of the cross‐sections highlighted in Figure 8a 

UO1

5km

UO2

UO3

UO4

SL1

EW

UO1

5km

UO2

UO3

UO4

SL1

UO1

5km

UO2

UO3

UO4

SL1

EW

100

m

W E

Lower Mamuniyat

Middle Mamuniyat

Upper Mamuniyat

Melaz Shugran Formation (a)

(b)

Figure  8. Simplified cross‐sections and models summarising the key architectural elements of the Upper Ordovician from the Qarqaf Arch (a) and Ghat  (b) areas of SW Libya 

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  15 

EMGS Seminar

Improving Exploration Performance with EM Technology Kari Husebye

EMGS, Sales Coordinator

Electromagnetic  Geoservices  (EMGS)  invites  you  to  a  one‐day  seminar designed  to provide a  complete overview of EM‐imaging  (seabed‐logging) technology and how it can be applied. We look forward to seeing you at the Clarion Hotel in Stavanger on 2 April 2008. 

Seabed  logging  is  an  exploration method  that  uses  electromagnetic  (EM) energy  to  find offshore hydrocarbons without drilling wells. Today  the EM sector is thriving and most of the worlds leading energy companies are using seabed  logging  to  reduce  finding  costs,  increase  discoveries  and  vastly improve their exploration performance. 

Electromagnetic  imaging  helps  to  determine  hydrocarbon  presence  and inform  life‐of‐field  decisions,  from  pre‐licensing  to  asset  abandonment. Application  areas  include  prospect  finding,  prospect  evaluation,  field appraisal  and  field  development.  Our  customers  routinely  rely  on  EM‐imaging  technology  to  accelerate  their  exploration  and  development programmes, maximise the available resources and gain a competitive edge.  

SEMINAR OBJECTIVES 

Offshore  exploration‐drilling  success  rates  still  average  only  25%,  partly because  traditional  exploration  relies on  indirect  evidence. This  seminar  is designed to provide a complete overview of the technology and how  it can be applied.  

SEMINAR OUTLINE 

During the seminar we will cover aspects related to survey design, modelling, and evaluation of the seabed‐logging response  in different settings, as well as the acquisition, imaging and interpretation of seabed logging and marine magnetotelluric  (MT) data. Finally we will discuss  the  increased value  that seabed logging and other EM methods bring to the exploration process.  

PROGRAM 

Wednesday 2 April 08:30 – 09:00  Registration and coffee   09:00 – 09:30  Opening and introduction (Terje Eidesmo) 

 

09:30 – 11:00  Experience from SBL Scanning Offshore Norway (Johan Mohr and Aker Exploration) 

  Seabed logging methods and applications (Jens E. Danielsen)   Survey  feasibility,  3D  modeling  and  optimizing  survey 

designs (Elisabeth Aasland) 11:00 – 11:20  Coffee Break 11:20 – 13:00  Scanning and 3D SBL – the future is here (Jens E. Danielsen)   Safe  and  reliable  operations  secure  quality  products  and 

enhance survey efficiency (Atle Fyhn) 13:00 – 14:00  Lunch 14:00 – 15:30  Marine magnetotellurics – overview of experiences (Mark 

Hamilton) Seabed  logging  exploration  strategies  on  the  Norwegian Continental Shelf (Stein Fanavoll) Seabed logging case studies (Stein Fanavoll) 

15:30 – 15:50  Coffee Break 15:50 – 17:30  EMGS well analysis and  statistics,  interpretation of  seabed 

logging  data  and  implications  for  prospect  risking  (Ketil Brauti) 

  Discussions and Summary 18:00  Seminar dinner onboard “MS Sandnes”    Thursday 3 April   09:00 – 12:00   Individual workshop sessions   You are  invited on  individual basis to discuss specific topics 

or  subject  as  well  as  results  from  performed  surveys  or future surveys with our dedicated G&G personnel.  If you are interested  in  these  interactive  practical  sessions we  kindly refer you to the booking section of the registration form.  

The seminar and the seminar dinner are free of charge, but we ask that you register at www.emgs.com/stavanger/ by the 15 March. Please feel free to forward  this  invitation  to  others  in  your  organisation  who  might  be interested.  If you have any enquiries related to the seminar please contact Kari Husebye: khusebye@emgs.com.   

We hope that all participants will find this seminar useful and inspiring, and we look forward to meeting you. 

CONFERENCES AND SEMINARS

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  16 

                    The conference will be held at Dalhousie University  in Halifax, Nova Scotia, Canada, August 13–15, 2008. It will be preceded by a series of pre‐conference field trips in Nova Scotia and a variety of short courses, and followed by post‐conference field trips to Portugal and/or Morocco all of which are subject to attendance thresholds and limits.  

Halifax 2008 will be an outstanding opportunity to incorporate the results of hydrocarbon exploration  throughout  the Central Atlantic conjugate margin basins  using  the  latest  concepts  and  interpretations  of  divergent margin basin evolution, petroleum systems, productive fields and analogues.  

This conference will be of significant benefit to potential industry, academic and government participants for a number of reasons, a few of which are: 

• the significant gas discovery in the Late Jurassic (Abenaki) reef trend offshore Nova Scotia; 

• the  significant  deep‐water  oil  and  gas  discoveries  offshore Mauritania; 

• acquisition of new 2D, 3D, and deep‐crustal regional seismic datasets from around the margin; 

•  recently  available  well  data  from  previously  unexplored  frontier basins; 

• the US Energy Policy Act of 2005  that mandated a  comprehensive inventory  of  Outer  Continental  Shelf  (OCS)  oil  and  natural  gas resources; and 

• the possible expiration of the exploration moratorium for the entire US Atlantic OCS and Canadian Georges Bank in 2013. 

We are convinced that such a gathering is necessary and indeed beneficial to all  workers  and  explorers  in  the  Central  Atlantic  realm.  It  is  time  to collaborate  on  improving  our  understanding  of  these  conjugate  margin basins.  This  will  lead  to  an  increased  understanding  of  the  hydrocarbon prospectivity  of  the  margins,  reduced  exploration  risks,  and  more exploration successes. We want to build on the well established north‐south relationships  (Europe‐Northwest  Africa,  and  the  Americas)  by  creating  a pan‐Atlantic  gathering  for  researchers  and  industry  to  focus  on  topics directly  impacting hydrocarbon exploration  in  these Atlantic basins, and  to appeal  to  those  exploring  and  researching  the  frontier  basins  along  these margins. We are particularly  interested  in providing a venue  for colleagues from  both  sides  of  the  Atlantic  to  interact,  share  ideas,  and  exchange knowledge on subjects of mutual interest. 

The Conference will have three main oral presentation sessions that will run consecutively over three days:  

• Margin Evolution & Development; 

• Petroleum Systems; and  

• Productive Fields & Analogues 

Topics within these sessions will be derived from invited and submitted short abstracts as selected by the Steering and Technical Committees.  

There  will  also  be  a  conference‐long  Poster‐Only  section  for  authors preferring this form of presentation.  In addition, authors of oral papers are strongly encouraged to provide a poster presentation. 

Authors  of  all  oral  and  poster‐only  papers  must  submit  an  extended abstract. These will be distributed at no charge to all conference attendees as  a  word‐searchable  CD‐ROM.  Furthermore,  proceedings  from  the conference  will  be  subsequently  published  by  the  Canadian  Society  of Petroleum Geologists as CSPG Memoir 20. 

Halifax 2008 will offer participants the opportunity to participate  in a wide variety  of  events.  Five  pre‐  and  post‐conference  field  trips  are  being planned  to  basins  and  sections  in  Nova  Scotia  (3),  and  Morocco  and Portugal respectively: 

• Field Trip  1: Tropical  to Subtropical Syntectonic Sedimentation  in the  Permian  to  Jurassic  Fundy  Rift  Basin,  Atlantic  Canada,  in Relation to the Moroccan Conjugate Margin ‐ Paul E. Olsen  

• Field Trip 2: Classic Carboniferous Sections in Mainland Nova Scotia ‐ Michael Rygel & John Waldron  

• Field Trip 3: Onshore equivalents of the Cretaceous  reservoir  rocks of  the Scotian Basin: detrital petrology,  tectonics and diagenesis  ‐ Georgia Pe‐Piper & David Piper  

• Field Trip 4: Triassic Syn Rift Continental Reservoirs of : Depositional Facies and Architecture ‐ Jonathan Redfern  

• Field  Trip  5:  Jurassic  carbonates  and  fluvio‐deltaic  clastics  of  the Lusitanian  and  Algarve  Basins,  Portugal:  rift  basins  at  paleo  20–25°N ‐ Elliott Burden & Richard Hiscott  

Technical short courses on “Geodynamic Modelling of Continental Margin Processes”,  “Practical  Salt  Tectonics”  and  “Thermochronology”,  will  be offered  to  attendees,  as  well  as  a  Conventional  Core  Workshop  on “Offshore Nova Scotia Reservoirs, Facies & Sequences”. We are particularly excited  about  the  Seismic Data Room where  numerous  full‐scale  seismic lines  from  the  latest  industry  deep  crustal  and  regional  programs  in  the Central Atlantic Realm will be displayed. 

No  conference  is  complete without  a  centerpiece  banquet.  In  true Nova Scotia  style, we  invite  all  attendees  to  participate  in  a  fabulous  Lobster Feast where they will experience  fine  local cuisine and entertainment.  Ice‐breakers will be held each evening amongst the poster and related displays to encourage discussions and networking, as will be the daily refreshment breaks. 

On behalf of  the Conference Committees members and our  sponsors, we look  forward  to  your  attendance  and  participation  at  Halifax  2008  and seeing you in August 2008! 

 

 

Further Information: Trudy D. Lewis: trudy.lewis@ns.sympatico.ca   

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  17 

  

 

International Lithosphere Program (ILP) joint Task Forces meeting

in Ensenada (Baja California) September 21-26, 2008 François Roure1 and Magdalena Scheck-Wenderoth2

1IFP, Rueil-Malmaison, France, ILP, Potsdam, Germany

ORGANIZING COMMITTEE AND VENUE 

Following  the  successful  meetings  of  the  ILP  Task  Force  on  Sedimentary Basins  held  in  Paris  (2005),  Québec  (2006)  and Morocco  (2007),  ILP,  IMP (Mexican  Petroleum  Institute)  and  CICESE  (Mexican  Research  Institute located  in  Baja‐California)  organize  the  2008  workshop  in  Ensenada  (Baja California, Mexico),  from  September  21  to  26,  involving  the  Task  Force  on Sedimentary  Basins,  together with  the  other  ILP  Task  Forces  dealing with mantle processes, volcanics and paleostress. 

Dr.  Luis Delgado‐Argote  (ldelgado@cicese.mx, CICESE,  Ensenada),  and Dr. Felipe Ortuño‐Arzate  (fortuno@imp.mx,  IMP, Mexican  Petroleum  Institute, Mexico DF) are coordinating this 2008 event. Luis is the past President of the Mexican Geophysical Union  (Union Geofisica Mexicana, UGM), and Felipe  in charge of the basin modeling group of IMP.  

The conference will be held at the Corall Hotel in Ensenada, facing the Ocean, 200 m away from the Earth Science building of CICESE. At this stage, we have booked the venue, comprising 3 meeting rooms, and scheduled a 2 days pre‐conference field trip (September 22‐23). 

 TASK FORCES AND CALL FOR ABSTRACTS 

The first day, a plenary session will join all the Tasks Forces to discuss points of common  interest.  Then,  2  or  3  more  thematic  meetings  will  run independently. 

 

Sessions  from  the  Task  Force  VI  on  Sedimentary  Basins  will  address  the architecture and evolution of the Gulf of Mexico and other Mexican basins, as well as sub‐Andean basins and Circum‐Pacific margins. 

Two sessions from Task Force  II (New tectonic causes of volcano failure and possible premonitory signals) will focus on: 

‐  Volcanism  and  geodynamics:  insights  from  studies  of  eroded  volcanic systems (convenors: Alessandro Tibaldi, Italy, and Derek Rust, UK); 

‐  Long‐term  evolution  of  volcanoes  and  volcanic  systems  recording lithospheric  processes  (Convenors:  Edgardo  Canon‐Tapia,  Mexico,  and Alexandru Szakacs, Romania). 

At  this  stage,  other  sessions  are  expected  also  from  Task  Force  III (Lithosphere‐astenosphere  interactions),  Task  Force  VII  (Temporal  and spatial changes of stress and strain), and Task Force VIII on Baby plumes. 

 

More  info on  the sessions,  field  trip and on‐line abstract submission will be available  on  line  on  the  web  sites  of  the  Mexican  Geophysical  Union  in December (www.ugm.org.mx), with a dead line for submission of abstract on May  30th. Registration process will also be organized on  line  via  the  same UGM website.  Abstracts will  be  edited  in  the  same  format  as  GEOS,  the journal of the UGM. 

 

 

 

©IF

P

See you soon in ENSENADA (Baja California)

September 21 to 26, 2008www.ugm.org.mx

for the 4th workshop of the ILP-Task Force on Sedimentary Basin

(in association with other task forces, i.e., Paleo-Stress, Volcanism and Mantle)

Convenors:Luis Delgado Felipe Ortuño

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  18 

AAPG’s Growth Challenge in Russia: From Enigma to Partner? John Dolson

EMD Councilor, European Region Exploration Advisor, TNK-BP, Moscow, Russia

"I cannot forecast to you the action of Russia. It is a riddle, wrapped in a mystery, inside an enigma; but perhaps there is a key. That key is Russian national interest."     INTRODUCTION 

Many of you have heard parts of this famous 1939 quote from Winston Churchill on  the eve of World War  II. However,  few have heard the entire quotation, which remains as true today as  it was 69 years ago  (as  it would  for any country!).   When Hugo Matias asked me  to write  something on  the  status of AAPG in Russia, I decided to draw heavily from a talk I gave at APPEX in London in 2006 and to focus on what it will take to make AAPG grow in this important country. The brief history of the industry since the collapse of the Former Soviet Union (FSU)  and  the  look  at  the  present  landscape  give  in  this issue’s  Coutry  Focus  section  shed  some  light  on  the challenges  of  past  and  future  AAPG  members  to  grow relationships in Russia. 

It  is  virtually  impossible  today  to  pick  up  any  journal dedicated to oil and gas exploration without reference to the Russian oil  industry.    I am now finishing my fourth year here but  also had  the  unique opportunity  to work  in  the  Former Soviet Union from 1992‐1994 during the turbulent early days of the breakup of the FSU.    In June of 1994,  I helped create, through  Akif  Narimonov  of  SOCAR,  the  Azerbaijan Association of Petroleum Geologists which became  the  first and  ONLY  affiliate  society  of  AAPG  in  the  former  Soviet Union.    Since  then,  we  have  failed  to  attract  robust membership and have had only  sporadic  technical presence.  In 2004, AAPG held an  International Conference in St. Petersburg but with very  little follow‐through  on  new  relationships.  In  fact,  conversations  with  Russian  peers revealed some frustration with AAPG ‘disappearing’ after the conference. 

The irony of this is simple. Russia has the largest petroleum reserve base in the world, one of the largest and most highly educated work‐forces and stretches across a distance equivalent from Ireland to the Aleutian Islands. With 50% of University  age  students  studying  science  and  mathematics,  it  has  the potential  for  enormous  growth  in AAPG members.  In  fact,  SPE  has  grown dramatically here  in the  last six years, continuously breaking growth  records for other parts of  its organization.    In  the  last year, however, even  that has slowed. 

Why  is  building  that  link  so  important  to  AAPG  in  Europe  and  globally?  Because with  today’s  global  economy  and  thirst  for  new  energy  sources  in India and China, Russia is now in a powerful political and economic position in the geopolitics of oil. 

 SUCCESS BREEDS COMPLACENCY: THE CHALLENGE FOR AAPG 

What does this have to do with AAPG?   Until as recently as 1998, activity  in AAPG was  officially  discouraged.    Even  today, many  Russians  perceive  no value  in our organization (i.e.,  ‘what can you do for me that  I haven’t done?).  In addition, no tradition of geological societies which freely share information and  ideas  really exists here.   We can’t  find affiliated  societies because  there are virtually no societies to affiliate with.  So, the business model is different. 

SPE, EAGE and SEG,  like AAPG, have to create new programs that draw  in participation and  create a  real  sense of  value added.   Monthly  talks, more local conferences and joint publications in English and Russian are a necessity for growth here.  SO WHAT HAS AAPG DONE RECENTLY? 

Brought  Russia  into  the  European  Region  in  2006, when  it was previously split between Europe and Asia regions. 

Successfully  added  4  student  chapters  at Goblin, Moscow State, Tyumen Univ. and St. Petersburg Univ. 

Moscow State University Student chapter was recognized with an Honorable Mention, Best Student Chapter Internationally in 2006. 

Hosts monthly talks in Moscow in cooperation with EAGE and SEG 

Is  planning  for  the  2009  ‘3P’  (Polar  Petroleum  Potential)  AAPG conference  in  2009.  Appropriate  approvals  have  been  obtained from the government and AAPG. 

Have  successfully  had  AAPG Memoir  86  on World  Hydrocarbon Resources translated to Russian.  

The European Region elected its first Russian (Dr. Nikolai Lopatin) to the House of Delegates. 

Took  a  lead  role  in  the December,  2007  International Geological and Geophysical Conference,  in conjunction with EAGO, SEG and  

 

 

Figure  1.  Staff  participating  in  an  integrated  core  and  seismic  high  resolution  sequence stratigraphic study of the Cretaceous in West Siberia.  Interest in new technologies is high here and the labor pool of students and young geoscientists large. 

AAPG – European Region News

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  19 

 

ROSNEDRO.   The 600+  conference  featured a  full day of a  “Best of AAPG”  session,  including  keynote  papers  by  Henry  Posamentier, George  Pemberton,  Keith  Shanley  and  others.Concluded  corporate membership  for  up  to  200  geoscientists  from  TNK‐BP.    Additional discussions are ongoing with Rosneft and Lukhoil. 

Completed  one  Presidential  tour  (Pete  Rose  +  John  Brooks)  and preparing for another (Scott Tinker) 

Deepened  relationships  with  key  leaders  through  Istvan  Berczi, President, European Region. 

Brought  the  AAPG/Imperial  Barrel  Award  competition  to  Gubkin University in 2007 and to Moscow State University in 2008. 

Substantially increased membership, particularly with students 

The HOD  passed  the  graduate  dues  structure, which  now makes  it easier for lower‐paid Russian geoscientists and academics to join. 

 WHAT IS NEEDED NOW? 

1. AAPG needs to develop sustained and broad Russian leadership. Once Russian  leadership  takes  over  AAPG  growth  in  a  manner  which Russians want, we will start to grow. 

2. Bring the winter education conference to Russia 

3. Deploy short‐courses in Russia 

4. Consider opening a local office, perhaps in Tyumen, the center of the Russian oil and gas industry. 

5. Annual  presence  in  small  conferences  or  in  cooperation with  sister societies 

 

6. Find  key  Russian  papers  and  translate/publish  in  English  for  our broader membership. 

7. Continually  provide  innovative  low‐cost  services,  and  most importantly, show the respect to our counterparts they deserve. 

8. Find a way to grow both the EMD and DEG here. 

9. Get more members of the European Region  involved  in work and meetings in Russia. 

 

DISPELLING SOME MYTHS 

I am preparing to relocate  from Moscow to Tyumen  in West Siberia  for the remainder of this year, to concentrate on coaching and project acceleration with our exploration and development staff. On my  first visit there nearly 4 years ago,  I  recalled  the  stories of poor  living conditions, drafty hotels and bad  food  from  over  14  years  ago.    Today,  by  stark  contrast,  Tyumen  is  a rapidly expanding and  improving city, with many  fine  restaurants, beautiful wooded  country‐sides  with  abundant  lakes  and  rivers  and  modern, comfortable hotels. 

This is happening all over Russia. With a GDP growth rate of 15%, renovation, construction and economic advancement are visible daily.  Our younger staff, in  particular,  are  increasingly  well  paid,  and  eager  to  learn  English  and develop  new  skills.  I  work  in  a  company  which  improves monthly  as  our training  sinks  in and we  continue  to knock down barriers between eastern and western cultures and technologies. 

  

 

Figure 2. Dispelling the myths of a hardship location: Rick Fritz enjoying a night with beautiful Russian dancers in West Siberia. 

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  20 

APPEX London (5th – 7th March 2008)

Carol McGowen AAPG Regions and Sections Manager

   

By all accounts  the seventh annual  APPEX  –  AAPG Property and Prospect Expo in  London  –  held  in  early March  was  a  significant success. 

The  Gallery  Hall  of  North London’s  Design  Centre  at Islington  was  filled  with over  400  delegates representing  every continent,  and  the exhibition hall was  full with some  47  booths  –  a  15 percent increase over 2007. 

AAPG’s unique brand event is  unlike  any  event  offered by  any  other  organization; its  focus  is on business and networking  versus  an exclusively  technical program. 

“The  essence  of  APPEX  is  its  format,”  said  APPEX  chairman  Mike  Lakin, “providing  one‐on‐one  interaction  among  high‐level  decision  makers  and  opportunities to give and see prospect presentations from around the world.” 

Senior  industry  decision makers  from  small  independents  to  the majors  – including  CEOs,  new  ventures  and  exploration  management  –  were  

represented.  Major  and  super major  companies  as  well  as regulatory  bodies  attend  APPEX because  it  allows  them  to personally  represent  their companies  while  keeping  a  low profile. 

This  year’s  event  offered  a program  of  regional  exploration company  and  national  oil company  (NOC) speakers, as well as prospect  forums  for exhibitors to present and sell their deals. 

In  addition,  attendees  benefited from  a  sold‐out  seminar  on  the “Management  and  Presentation of  Farmouts,”  and  the  Finance Forum broadened the audience by attracting  members  of  the financial community. 

Exhibitors  hailed  from  17  countries  and  included  the International  Pavilion  (IP), 

bringing  together  NOCs,  ministries  and  other  governmental  agencies responsible for the promotion of oil and gas exploration opportunities. 

Interestingly,  the Design Centre at  Islington  is  the original  site of London’s old  “Agricultural Hall,”  a  landmark  from  the Victorian  era built  in  1862  for entertainment,  shows,  exhibitions  and  pageants.  Today  the  venue  is  a 

modern  convention  centre  with nearby  upscale  hotel accommodations.  While  this  year’s APPEX  was  housed  in  the  Design Centre’s Gallery Hall,  the  success  of 2008  bodes  well  for  possible expansion in time into the main hall. 

“APPEX  is  an  excellent  opportunity for networking by establishing formal and  informal  contacts  while connecting  different  generations  of experts  and  officials,”  said  Istvan Berczi,  AAPG’s  European  Region president. “APPEX  fully supports the strategy  of  the  AAPG  European Region  by  offering  a  unique  event that  allows  AAPG  to  stay  in  close contact with the full range of oil and gas industry players.” 

Berczi wasn’t alone in his praise. 

“APPEX is the best such opportunity, venue,  topical  speaker  program  and key  audience  for  upstream  deal makings in the conference calendar,” one  attendee  said  at  the  closing event.  

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  21 

 

The London Office Report

Steve Veal  NEW STAFF ADDITIONS 

We are pleased to announce two new additions to the AAPG European Office (London Office) staff. Ms. Lika Chambers has  joined us as the new European Region Conference Manager. Lika has extensive experience in conference and event management and will be responsible of the  logistical organization and operation of the APPEX program, the region‘s Imperial Barrel Award program, the Annual Regional Conference (this year to be held in Oslo on October 6th & 7th) and various education, short course, and  fieldtrip programs. Lika  is a UK citizen but is originally from Georgia and will be heavily involved in the AAPG Polar Petroleum Potential conference in Moscow to be held in late 2009. Also joining the staff later this month will be Ms. January Arnold as the new office administrator. January joins us having recently worked at the Natural History Museum  in  London  and  brings  a  steady  consistent  operation  to  the  office management. 

Lika  and  January  can  be  reached  via  the  office  contact  details (europe@aapg.org   and at +44  ‐207‐594‐3283). Lika  can emailed directly at lchambers@aapg.org. Please  join us  in welcoming these two new  important additions to the AAPG staff. 

 

THE PEMBERTON COURSE 

The London Office  is also working with  various members  in organizing and operating a series of new student courses located in various places within the regional. The  first event  for this series was held on February 26th and 27th at Imperial College in London.   

Dr. George Pemberton with the University of Alberta conducted his course on Applied  Ichnology:  The  Use  of  Trace  Fossils  in  Sequence  Stratigraphy, Exploration  and  Production  Geology. We  thank  George  for  this  dedicated effort  and  for  presenting  a  superb  course, well  attended  by  students  from throughout the United Kingdom. The details for the course are posted at the office website  and we  thank  all  students  for  their  support  in  attending  this course. We  are working with  George  and  other  key  industry  geologists  to    

  

present more programs in this series this year and asked interested members and students to visit the website at www.aapg.org/europe/office.cfm  

Also  a  the  website  will  be  the  latest  posted  information  for  the monthly Aberdeen  explorationist  Luncheon,  and  a  variety  of  new  AAPG  services, programs, and opportunities  for members  that are  in development. Please contact the office with any request for membership service.    

AAPG New Publication  The  title  is Atlas of Deep‐Water Outcrops, AAPG Studies  in Geology 56. Edited  by:   Tor  Nilsen,  deceased,  Roger  Shew,  Gary  Steffens  and  Joseph Studlick.  Co‐published by AAPG and Shell Exploration & Production.  

It has 520 printed pages plus an additional 791 pages of material on a CD‐ROM  in the back of the book  including a GoogleEarth file that  locates all of the 103 outcrops discussed in the book. There are 154 chapters—116 of them printed, and the remainder make up the additional material on the CD‐ROM.  The book  is global  in  scope and  includes  some papers  that discuss how  to study  outcrops  and  a  global  overview  of  deep‐water  outcrops.  A list of countries represented are:  Antarctica  Argentina  Australia Borneo  Canada  Chile China  France  Ireland Italy  Mexico  New Zealand  Nicaragua  Norway Pakistan  Peru  South Africa Spain  Turkey  USA 

 

It will sell for US$189 AAPG Members, and US$239 non‐members.  The first meeting  at  which  it  will  be  available  for  purchase  is  the  AAPG  Annual Convention in San Antonio, Texas, 20‐23 April 2008.    

The 19th World Petroleum Congress On  the  eve  of  the  World  Petroleum 

Council’s  75th  Anniversary,  in  July  2008, Spain will open  the doors  to  the 19th World Petroleum  Congress.  The  most  influential meeting  place  of  the  global  oil  and  gas industry  will  be  celebrating  75  years  of excellence  in  Madrid  from  June  29th  until July  3rd. This  is where governments  and oil companies,  IOCs  and  NOCs,  industry  and takeholders  from  around  the  globe  come together to set out the way  forward  for the petroleum  sector.  Held  every  three  years, the World Petroleum Congress well deserves 

its reputation as the ‘Olympics of the oil and gas industry’.  The 19th WPC has already received support from the highest levels 

in Spain. The King of Spain, H.M. Juan Carlos I, personally extended his support to the Board Members of the World Petroleum Council and the Spanish Association to organize the 19th WPC during an audience at the Zarzuela Palace in Madrid. 

The  Congress  Programme  Committee  is  currently  preparing  a wide‐ranged  Technical  Programme  to  recognize  the  scientific, technological and professional achievements of the petroleum industry.  

To  reflect  the  ongoing  concerns  of  the world‐wide  industry,  the official theme  for the 19th World Petroleum Congress has been chosen as: 

 A World in Transition: Delivering Energy for Sustainable Growth 

    

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  22 

 

International Year of Planet Earth 2007-2009

Francisco Porturas AAPG Representative to IYPE http://yearofplanetearth.org/ 

 The official Global launch event of the ‘International Year of Planet Earth’ was held in Paris at the UNESCO headquarters, . Paris, 12‐13 February 2008. 

The attendance was great, more than 1000 delegates from about 65 countries together with more than 200 young students from around the world.  

The  “International  Year  of  Planet  Earth”  is  becoming  a worldwide  success, with  several  regional events and engaging on a voluntary basis hundreds of people and local communities. 

The main tasks and challenges are: 

1. The outreach programe, where  the  focus  is public awareness of global benefits and aspects given by geosciences. 

2. The legacy, in the form of high scientific content. 

3. Geoscience research in the world regions.  

THE PARIS DECLARATION 

Preamble 

Recalling that the General Assembly of the United Nations has declared 2008 as the International Year of Planet Earth; 

Considering  life  depends  on  a  self‐sustaining  Earth  system  that  is  unique, diverse and ever‐changing; 

Emphasizing that all decisions on global sustainability should be  informed by the wealth of existing and potential Earth sciences’ knowledge; 

Noting  that  the wealth  of    Earth‐sciences’  related  information  available  on issues  like climate, water and other natural  resources, energy, health,   soils, the ocean, deep earth, natural hazards or life itself remain largely unknown to the public and often untapped by policy and  decision makers; 

Convinced  that  the  IYPE and  the Earth sciences can play a significant  role  in promoting  the  sustainable  use  of  Earth  resources  and  can  provide  valuable contributions to society through the UNESCO‐led United Nations Decade of Education for Sustainable Development and the promotion of UN Millennium Development Goals, and  

Persuaded that creating respect  for Planet Earth, raising public awareness of the  vulnerability  and  potential  of  the  Earth’s  components  and  mitigating natural  hazards will  provide  the  basis  for  a more  peaceful,  prosperous  and fulfilled community of nations; 

 Therefore, we 1. Urge decision makers of all nations   to make  freely available and utilize 

the wealth of knowledge about our Planet Earth and  to encourage  the development  of  new  knowledge  and  technologies  for  the  benefit  of developing and developed nations  alike; 

2. Encourage    Earth  science  communities,  as well  as  public  organizations and   private  industry,  to  support  this  initiative  for  the development of new knowledge and to develop strategies  that will reduce the impact of natural hazards and guide sustainable development to meet the current needs of our expanding global society and of  generations to come; 

By 

a) Improving  access  to    Earth  science  knowledge  through  revised national  educational  systems  and  enhanced  research  capacity  in Earth and Space Science institutions and universities; 

b) Producing    global,  digital  and  publicly  available  information  on System  Earth  such  as    “OneGeology”    and  “UN  Spatial  Data Infrastructure” (UNSDI) projects; 

c) Promoting    awareness  of  the  structure,  evolution,  beauty  and diversity of the Earth system and its human cultures  inscribed in landscapes,  through  the  establishment  of  “Geoparks”, biosphere reserves and World Heritage Sites as a public tool for conservation and development; 

d)  Investing in Earth monitoring mechanisms (both remote and in‐situ)  for  the    purpose  of  predicting  large‐scale  changes  in  the Earth’s  spheres  using  and  enhancing  existing  global  Earth observation systems;         

e) Establishing an  International Research Centre on Earth sciences for sustainable development, and 

f) Producing  books, DVDs  and  other media  tools  that will make Earth  scientific  knowledge more  accessible  to  the  public  and provide a lasting legacy for the IYPE. 

 Geosong You  can  listen  to  a  beta  version  of  the  song  via  a  website http://www.myspace.com/iypestudents.  The  music  and  lyrics  has  been written  by  Anna  Moot's  and  the  song  was  produced  in  Paris  by  M‐A.S. Productions  Mother Earth 

You’ve been using me for centuries I’ve always been so resourceful Creating wealth, building cities Providing raw material 

Today my reserves are running low  Both in and out of sight We have to be sustainable Restore the balance, make it right 

This planet, my people Come together Look after this world 

This planet, my people Come as one  Look after my earth 

This planet, my people Come together Watch my water 

This planet, my people Keep my air clean It really matters 

My surface is shaken by hurricanes My ground is squeaking, u call it quakes I’m either dry or flooding you  I feel there’s nothing I can do 

You have such a knowledge, please use it right To keep u and me healthy I’m confident you’ll see the light I’ll be much safer, make it right Chorus x2  

Make the Earth a better place for humankind – Earth Sciences for Society 

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  23 

The Imperial Barrel Award Results

Steve Veal  

The  London Office,  at  the  direction  of  the  European  regional  Council,  and  in coordination with the region IBA Committee, operated the first annual European regional version of  the  Imperial barrel Award program  in Prague on March 15th, 2008.  The  winning  team  receives  $5000  in  scholarship  funds  for  their  school program, and free trip to compete in the finals at the AAPG National Convention, this  year  to  be  held  in  San  Antonio,  Texas.  All  teams  competing  receive scholarship prizes with second place awarded $2,500, third place $1,000, and each participating team not placing earns $500 for participating in this truly unique and challenging program.  

This year’s results are:  First Place: the University of Leoben Second Place: the IFP School Third Place: Moscow State University 

Other participating schools included the University of Miskolc and Etovos Lorand University. Further details of the  IBA program can be found at www.aapg.org or by contact the London Office. 

A  very  special  thank  you  to  the  sponsors  for  this  first  Imperial  barrel  Award program.  They  include  Shell,  ExxonMobil,  TOTAL,  Schlumberger, Nexen,  CGG Veritas, BG, RAG, and OMV. The companies not only provided valuable economic support of the program but gave time, energy, and experience in participating in the judging of the event.  One of the great opportunities the program provides is for students  to not only present  their  technical  results  to  industry  judges but  to also discuss  their performances with  the  judges  after  the  event. This gives  the students invaluable advice and knowledge in their team and individual skills unlike any other program available and without key industry companies sponsoring and judging  such  an  event,  that  process  would  be  limited.  Again,  we  thank  the sponsoring companies for their participation. 

FIRST PLACE: The University of Leoben 

Left to right: Javier Perez, Barabara Holzweber, Doris Reischenbacher, Advisor: Dr. Reinhard Sachsenhofer, Cosima Theloy, and Birgit Leitner 

SECOND PLACE: The IFP School 

Left  to  Right:Advisor  Dr.  Jean  Pierre  Roy,  Carlos  Aizprua  Luna, Kingsley Wabara,Nurul Anjalna, Nicolas Pelissier, and Elena Malkina 

 THIRD PLACE: Moscow State University 

Left  to  right: Advisor Ksenia Sitar, Konstantin Chebotar, Natalia Petrakova, Maria Sokolova, Ivan Panarin, and Tinatin Meskhi 

The European Regional Comité. Left to Right: S. Veal, J. Brooks, H. Johnson, W. Nachtmann, D. Cook, V. Dorokova, M. Mylnik, I. Berczi, and L. Chambers. 

 

Student Chapter representatives (from left to righ): Joao Plancha (University of Lisbon), Tom Hindson  (University of Southampton), Grzegorz Godlewski (University of Warsaw), Ievgen Ustenko (University of Kiev) 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Conferences Course

2008

March

APPEX London              (LONDON, UK)

GEO‐Middle East Geosciences Conf./Exhib.                    

(MANAMA, BAHRAIN)

       

 

18th Caribean Geological Conference (SANTO DOMINGO, DOMINICAN REPUBLIC)

AAPG Pacific Section (BAKERSFIELD, USA)

Canadian Society of Petroleum Geologists (CALGARY, CANADA)

AAPG National Convention and Exhibition                                 

(SAN ANTONIO, USA)

April

May OTC ‐ Offshore Technology Conference   (HOUSTON, USA)

Geological Assoc. of Canada /Mineralogical Assoc. of Canada annual meeting (QUEBEC, CANADA)

June 70th EAGE Conference and Exhibition (ROMA, ITALY)

19th World Petroleum Congress (MADRID, SPAIN)

July 19th World Petroleum Congress                        

(MADRID, SPAIN)

VI Spanish Geological Convention                    (LAS PALMAS DE GRAN CANARIA, SPAIN)

33rd International Geological Congress                                                           (OSLO, NORWAY)

Conjugate Margins Conf. (HALIFAX, CANADA)

August

September

Society of Petroleum Engineers           (DENVER, USA)

International Lithosphere Program (ENSENADA, Mexico)

AAPG International Convention and Exhibition                                 

(CAPE TOWN, So. AFRICA)

AAPG Eastern Section                                (PITTSBURG, USA)

Geological Society of America (GSA)                 (HOUSTON, USA)

November Society of Exploration Geophysicists (SEG)                     (LAS VEGAS, USA)

PETEX (PESGB)              (LONDON, UK)

December

AAPG Pacific Section 

(BAKERSFIELD, USA)

EMGS Seminar (STAVENGER,  NORWAY)

October

CALENDAR OF EVENTS

AAPG-ER Newsletter – March 2008 24

AAPG‐ER Newsletter – March 2008  25 

 

     AREA COUNCIL  President: Istvan Berczi MOL Hungarian Oil & Gas plc iberczi@mol.hu phone: +36.1.4644653 fax: +36.1.8877579  

Past‐President : John Brooks Brookwood Petroleum Advisors, Ltd. jrvbrooks@supanet.com phone: +44‐1483‐473285 fax: +44‐1483‐473005  

President‐Elect: David Richard Cook  

Vice‐President: To be elected  

European Representative on  the AAPG Advisory Council: Stuart Harker Circle Oil plc harker.abz@googlemail.com Phone : +44‐7825‐187555  

Secretary/Treasurer: Vlastimila Dvorakova Czech Geological Survey vlastimila.dvorakova@geology.cz phone : +42‐0543429253 fax : +42‐0543212370  

OFFICE (LONDON) 

Director: Steve Veal Room 422, Royal School of Mines Department of Earth Science & Engineering South Kensington Campus  Imperial College London SW7 2AZ (UK) europe@aapg.org  Phone: +44 (207) 594 3283  

INTERNATIONAL DISTINGUISHED LECTURER COMMITEE 

William Sassi (William@mve.com) Barbara Davis (bdavis@aapg.org) Steve Veal (sveal@ix.netcom)  

HOUSE OF DELEGATES 

SPAIN Bruce Blake (bblakea@repsolypf.com)  UNITED KINGDOM John Brooks (jrvbrooks@supanet.com) David Jenkins (jenkins@chartwood.com) Jonathan Redfern (jonathan.redfern@manchester.ac.uk)  ITALY Jonathan Craig (jonathan.craig@agip.it)  CZECH REPUBLIC Vlastimila Dvorakova (dvorakovav@cgu.cz)  SWITZERLAND Jonathan Green (jonathan.green@ihsenergy.com) Carol Lucas (lucascjh@bluewin.ch)  

 

  

GERMANY Michael Hauck (michael.hauck@wintershall.com) Martin Jentsch (martin.jentsch@exxonmobil.com)  

FRANCE Alain‐Yves Huc (a‐yves.huc@ifp.fr) Peter Lloyd (lloyd@rivieramail.com) François Roure (francois.roure@ifp.fr)  

NORWAY Sigrunn Johnsen (sigrunn.johnsen@rwedea.com)  

POLAND Rafal Kudrewicz (rafal.kudrewicz@pgnig.com.pl)  

RUSSIA Nikolai Lopatin (nlopatin@mtu‐net.ru)  PORTUGAL Hugo Matias (hmatias@repsolypf.com)  

NETHERLANDS Jeroen Peters (jeroen.peters@shell.com)  

Alternates Wolfgang Nachtmann ‐ Austria Martin Fleckenstein   ‐ Germany John Dolson ‐ Russia Steve Veal ‐ United Kingdom Tony Grindrod ‐ United Kingdom Francisco Porturas ‐ Norway  AFFILIATED SOCIETIES  Asociación de Geólogos y Geofísicos Españoles del Petróleo (AGGEP)  ‐ SPAIN Webpage: www.aggep.com President: Aurelio J. Jiménez Fernández  

Association of Petroleum Technicians and Professionals (AFTP) ‐ FRANCE Webpage: www.aftp.net President: Isabelle Le Nir  

Austrian Geological Society Webpage: www.geol‐ges.at President: Christoph Spötl  

Azerbeijan Association of Petroleum Geologists No current information  

Berufsverb and Deutscher Geologen, Geophysiker und Mineralogen e. V.  Webpage: www.geoberuf.de     e‐mail: BDGBBonn@t‐online.de  

Bulgarian Geological Society No current information  

Czech Geological Society Webpage: www.geolgickaspolecnostl.cz     e‐mail: budil@cgu.cz President:  Dr. Budil  

   

 

Energy Institute Webpage: www.energyinst.org.uk  

Norwegian Association of Petroleum Geologists Webpage: www.scanviz.org e‐mail: fr‐po@online.no President: Francisco Porturas Tel.: +47 51552566  Mobil: +47 45200830  

Petroleum Exploration Society of Great Britain Webpage: www.pesgb.org.uk      e‐mail: pesgb@pesgb.org.uk President: Jerry Chessell Tel.: +44 (0)20 7408 2000  Fax: +44 (0)20 7408 2050  

Polish Geological Society Webpage: www.pesgb.org.uk  

Romanian Association of Petroleum Geologists  No current information  

Royal Geological and Mining Society of the Netherlands Webpage: www.kngmg.nl President: P. A. C de Ruiter  

Scientific Council for Petroleum (Croatia) No current information  

Swiss Association of Petroleum Geologists and Engineers Webpage: www.vsp‐asp.ch     e‐mail: peterburri.geol@bluewin.chPresident: Peter Burri   

Turkish Association of Petroleum Geologists Webpage: www.tpdj.org.tr  

Association of Ukrainian Geologists No current information 

AAPG-ER Structure