Structural and Seismic Facies Interpretation of Fabi Field,

Onshore Niger Delta, Nigeria

Kehinde Oluwatoyin Olowoyo

DISSERTATION.COM

Boca Raton

Structural and Seismic Facies Interpretation of Fabi Field, Onshore Niger Delta, Nigeria

Copyright © 2010 Kehinde Oluwatoyin Olowoyo

All rights reserved. No part of this book may be reproduced or transmitted in any form or by any means, electronic or mechanical, including photocopying, recording, or by any information

storage and retrieval system, without written permission from the publisher.

Dissertation.com Boca Raton, Florida

USA • 2010

ISBN-10: 1-59942-354-5 ISBN-13: 978-1-59942-354-8

2

ABSTRACT

The Niger Delta is a prolific oil province within the West African subcontinent. Exploration activities have 

been  concentrated  in  the  onshore  part  of  this  basin  but  as  the  delta  becomes  better  understood, 

exploration  influences are gradually being shifted to the offshore. Although the geology, tectonics and 

evolution of the Eocene‐Pliocene sequence of the Niger Delta are fairly well known, these are expected 

to increase as new analytical tools and concepts evolve.  This work was an integrated structural, seismic 

facies  and stratigraphic study conducted in the Fabi Field, onshore western Niger Delta, and targeted at 

improving  the  present  understanding  of  the  structural  development,  sequence  stratigraphic  history, 

paleo‐depositional environments and  hydrocarbon  reservoir potential of  the field.  

Five  wireline  logs,  biostratigraphic  data,  3‐D  seismic  section,  check  shot  data  and  core  data  were 

analysed and utilized  in  this study. Well  log were used  to determine  the different  lithologies,   system 

tracts,  stacking pattern and  reservoir potential of  the  field. Sequence  stratigraphy   and  seismic  facies 

were  used  to  identify  the  reflection  packages  in  order  to  determine  the  environment  of  deposition. 

Structural and horizon mapping results were used to generate time and depth structural map with the 

aid of a derived function calculated from the check shot data. 

The  base  of  this  sequences  consists  of massive  and monotonous marine  bioturbated    shales, which 

grade  into  inter‐bedding  shallow marine  fluvial  sands with parallel‐cross bedding  laminations,  silt and 

clays, while the upper part is a massive marine sandstone section. The gross reservoir thickness ranges 

from 150ft  ‐ 700ft with net thickness of 20ft  ‐ 175ft. Sequence stratigraphic analysis revealed that the 

succession  consists  of  two  sequence  boundaries  dated,  10.35Ma  and  10.6Ma  and  two  maximum 

flooding surfaces, dated 9.5Ma and 10.4Ma. 

 The  high  percentage  of  the  reflections  with  low  to  moderate  amplitude/continuity  of  the 

parallel/divergent configuration is identified as a feature of delta platform facies, while the sigmoidal –

hummoky  reflections,  indicate a slope  facies. The system  tracts  from  the  log are  the  trangressive and 

highstand  system  tracts,  while  growth  faults(F1),  antithetic  faults(F3,F4)  and  synthetic  faults 

(F2,F5,F6,F7) are the identified structures which are typical of the Niger Delta reservoir sandstone.

Depositional setting of  the Middle  ‐Upper Miocene strata were  influenced by  fluvial,  tidal and marine 

systems. The up dip areas on the depth structure maps with closure, signify possible anticlinal structures 

3

where hydrocarbons could be entrapped. These could serve as possible appraisal locations, where wells 

could  be sited to optimize the development of the reservoir sands within the field using the structural 

model generated. 

 

 

5

DEDICATION

This work is dedicated to the Almighty God. The giver of every good and perfect gift, who has 

made his wisdom and grace available  unto me. 

 

6

ACKNOWLEDGEMENTS

      I am grateful to Shell Petroleum Development Company (SPDC), Port Harcourt for the supply of 

the subsurface data used for this project. My profound gratitude goes to Mr. Alelo Ameh of SPDC, 

Port Harcourt  for his  sacrifice  in  securing  the data  and Mr. Adewuyi Adedayo  (SPDC),Lagos  for 

making himself available for consultations.     

     My sincere gratitude also goes to My supervisor, Dr. M.E. Nton,   for his constructive criticism 

and suggestions which significantly improved the project. I wish to appreciate all my lectures in UI. 

These  includes  Prof.  A.I  Olayinka  (HOD),  Prof.A.A  Elueze,  Dr.C.O  Adeyemi,  Dr.A.P  Bolarinwa, 

Dr.O.A Ehinola, Dr. O.A Okunlola, Dr. A.F.Olatunji, Dr. Boboye, Dr. Adeigbe, Dr I.M Akaeaigbobi, Mr 

M.A Oladunjoye, Mr I.A Oyediran, Mr A.M Adeleye, Mr Oshinowo and Prof D.R Adeleye(H.O.D) of 

Ajayi Crowther University.  

     I  wish  to  acknowledge  Williams  (Oyeka)  ,Ugochuku,  Afolabi,  Kolade  and  Emelda  for  their 

endless contributions to the success of this project. I also wish to thank my parent Chief and Mrs. 

Olowoyo for their financial and moral support  during  my course of study, My sisters and in‐laws: 

Mr and Mrs. Ogundele and Mr and Mrs. Ojo for their constant encouragement and assistances. I 

remain thankful to all my friends and classmate that made my stay in UI a memorable one and my 

pastor Dr. Felix, and  My sister In‐law Mrs. Folashade Aina for her support and encouragement. 

   This appreciation can never be complete without saying a Big  thank you  to my dear husband, 

Mr. Nicholas Ajogwu for his patience,understanding, encouragement and  love during the course 

of this work.  

 

 

     

7

TABLE OF CONTENTS

PAGE

Title page                                                                                                                        1 

Abstract                                                                                                                          2 

Certification                                                                                                                   4 

Dedication                                                                                                                       5 

Acknowledgement                                                                                                        6 

Table of contents                                                                                                           7 

List of Figures                                                                                                                12 

List of Table                                                                                                                    13 

CHAPTER ONE

1.0     Introduction…………………………………………………………………………………………...14 

1.1     General statement…………………………………………………….........................14‐15 

1.2     Aim and Objectives………………………………………………………………………….….....15 

1.3     Location of study area…………………………………………………………………………....15 

1.4     Scope of work……………………………………………………………………………………..15‐16 

1.5      Literature Review……………………………………………………..........................17‐19 

1.6      Sequence stratigraphic Concept………………………………………………………….20‐23 

1.6.1   Identification of Parasequence…………………………………………………………......23 

1.6.2    Parasequence set and Stacking patterns………………………………………..……..23 

1.6.2.1 Progradational stacking…………………………………………………………………...23‐24 

1.6.2.2 Retrogradational stacking………………………………………………………………….….24 

1.6.2.3 Aggradational stacking……………………………………………………………………..24‐25 

 

 

8

CHAPTER TWO

2.0       Geologic setting…………………………………………………………………………………….….26 

2.1      Geology of Niger Delta…………………………………………………………………………..26‐27 

2.2        Basin Evolusion……………………………………………………………………………….…………27 

2.3        Stratigraphy…………………………………………………………………………………..…….28‐30 

2.4        Niger Delta Structure………………………………………………………………………..………31 

2.4.1     Depobelts…………………………………………………………………………………………….31‐32  

2.4.2     Growth faults tectonic…………………………………………………………………..…….32‐33 

2.4.3     Shale Daipirs………………………………………………………………………………………….…36 

2.5        Hydrocarbon Occurrence………………………………………………………………….……….36 

2.6        Source Rocks………………………………………………………………………………………...….38 

2.7        Reservoir Rocks…………………………………………………………………………………........38 

2.8        Traps and Seals……………………………………………………….............................38‐39 

CHAPTER THREE

3.0        Material and Methodology………………………………………………………………….……..40 

3.1        Data Acquisition……………………………………………………………………………..………...40 

3.2        Methodology……………………………………………………………………………………….…….40 

3.2.1     Well log Analysis………………………………………………...................................40‐41 

3.2.2     Recognition of system tract and key surfaces on logs……………………..…….43‐44 

3.2.3     Biostratigraphic analysis………………………………………………………………………….….44 

3.2.4   Seismic Data Analysis………………………………………………....................................46 

3.2.4.1 Seismic sequence analyaia………………………………………..…….…………………………..46 

3.2.4.2 Seismic facies analysis…………………………………….…………………………………………...48 

3.2.4.3Seismic structural analysis……………………………………………………………………………...48 

3.2.5  Tying of Well data to seismic ………………..…………………………………………………...48‐49 

9

3.3        Limitation of study …………………………………………………………..............................49 

CHAPTER FOUR

4.0         Stratigraphic Analysis and Geological Interpretation………………………..…………..51 

4.1        Core Description ………………………………………………………..................................51 

4.2        Well Log Interpretation………………………………………….……………………………….…….51 

4.2.1     Facies Description………………………………………………..…...............................57‐59 

4.2.2     Depositonal Facies…………………………………………………………………………………..60‐61 

4.3        Reservoir  Geology……………………………………………………………………………………62‐65 

4.4        Biostratigraphic Interpretation…………………………………………….........................65 

4.5        Seismic Facies ……………..……………………………………………………………………………....65 

4.5.1     Seismic Volume……………………………………………………………………………………………...65 

4.5.2     Seismic facies Interpretation……………………………………………………………………...67‐70 

4.5.3     Seismic Structural Interpretation……………………………………..…………………….……...71 

4.5.3.1  Faults………………………………………………………………………………………………………….…71 

4.5.3.2  Shale Diapirs…………………………………………………………………………………………………..71 

4.5.4  Implication of the structures on hydrocarbon generation and Accumulation...74‐76 

4.6      Sequence Stratigraphy……………………………………………………………………………………..77 

4.6.1   Maximum Flooding surfaces………………………………………………….........................77 

4.6.2    Sequence Boundaries……………………………………………………………………………………..77 

4.6.3     Sequence Stratigraphy Correlation……………………………………………………………77‐79  

4.7        Map generation: Time /Depth Structural Maps………………………………..............82 

CHAPTER FIVE

5.0     Discussion of Result .……………………………………………………………………………………….88 

5.1     Depositional Environment  …………………………………………………….........................88 

5.2     Implication for Hydrocarbon Exploration………………………………………………………….89 

10

CHAPTER SIX

6.0     Summary, conclusion and Recommendation………………..………………………………......90 

6.1     Summary …………………………………………………………………………………………………..………90       

6.2     Conclusion ………………………………………………………………………………………………….…90‐91 

6.3     Recommendation…………………………………………………………………………………………..……91 

REFERENCES………………………………………………………………………………………………....92‐97 

APPENDICES…………………………………………………………………………………………………….98‐100 

11

LIST OF ILLUSTRATION

Figures Page

1.1    Map of Niger Delta region showing the study area……………………………………...….16 

1.2    Base map of the study area showing locations of the wells……………………………..17 

1.3   The Schematic representation of the sequence and system tracts……………….....21 

1.4   Parasequence stacking pattern…………………………………………………………………………25 

2.1      Stratigraphic column showing the three formations of the Niger Delta………...29 

2.2      Growth faults and seals in Niger Delta…………………………………………………………..34 

2.3      Various macrostructures and mega structure type in Niger Delta………………….35 

2.4       Location of the lobe of early Niger Delta……………………………………………………...37 

 3.1      General gamma ray response to variations in grain size………………………………..42 

 3.2       Niger Delta chronostratigraphic chart ……………………………………………………..….45 

 3.3      Generalized stratigraphic section of a sequence…………………………………………...47 

 3.4      Terminations that defines boundaries in depositional sequence……….…………..47 

 3.5      Time‐ depth (T‐Z) graph for Fabi‐001……………………………………………………….……..50 

 4.1      Core pictures of Fabi field……………………………………………………………………………...53 

 4.2      Sedimentary structures identified on core picture………………………………………….54 

 4.3      Well correlation with core pictures……………………………………………………..…………55 

 4.4      Well correlation in Fabi field…………………………………………………………………….…….56 

  4.5     Well log  of  Fabi‐001 ‐003 for facies description………………………………………………58 

 4.6      Depositional facies type based on log motif……………………………………………..……..61 

4.7       Well log showing the sandstone unit in Fabi field…………………………………………….63 

 4.8       Correlation of well data with biofacies………………………………………......................66 

12

 4.9       Seismic section showing the reflection pattern on trace 1169……………………..…..68 

4.10     Seismic facies and reflection pattern for trace 1201………………………………………...69 

 4.11     Seismic facies and structural interpretation for trace  1169……………………………..73 

4.12      Seismic facies and structural interpretation for trace   1201…..……………..………..75 

4.13     Identification of maximum flooding surface and sequence boundary……………....78 

4.14    Arrows indicating the parasequence stacking pattern on Fabi‐003 well………….…81 

4.15    Seismic section showing  horizons of interest……………………………………………………83 

4.16   G60 horizon time map………………………………………………………………………………….…….84 

4.17  H80 horizon time map…………………………………………………………………………………….…..85 

4.18   G60 horizon depth map…………………………………………………………..............................86 

4.19   H80 horizon depth map…………………………………………………………..............................87 

 

13

LIST OF TABLES

Table Page

4.1    Description of physical properties of Fabi field on core picture………………………………..…52 

  2      Fabi Field biostratigraphic report…………………………………………………………………………….……98 

  3      Checkshot data for Fabi Field……………………………………………………………………………………....99 

  4       Sandstone unit with gross and net pay thickness……………………………………………………….100 

   

 

 

14

                              CHAPTER 1 

1.0 INTRODUCTION      

1.1 GENERAL STATEMENT 

     Rapid  increasing  demand  for  oil  and  gas,  worldwide,  has  caused  an  increase  in  exploration  and 

development  in  pre‐explored  areas  around  the world  such  as  the  Niger  Delta.  Consequently, more 

detailed  methods  apart  from  the  structural  approach  are  being  developed  and  as  the  emphasis 

therefore  shifts  from  structural  traps  to  stratigraphic  prospects,  more  accurate  techniques  of 

stratigraphic  analysis  are needed. One of  such  techniques  is  seismic‐sequence  stratigraphy.  Together 

with the structural methods, it can help locate some of the world’s largest known oil reservoirs and even 

remain one of the major frontier plays of the immediate future. 

     Seismic  stratigraphy, which was developed  in 1960’s, entails  interpreting unconformities based on 

tying  together  global  and  local  sea  level  changes,  seismic  reflection  patterns,  seismic  structures  and 

horizon mapping. These unconformities were found to be controlled by changes in the relative sea level 

which could be recognized on well logs and outcrops as well as on seismic reflections. 

    The  application  of  sequence  stratigraphic method  in  off  shore  sedimentary  basin with  little  or  no 

geographic  control  often  enhances,  correlation  of  locally  recognized  depositional  sequence with  the 

world‐ wide pattern of sea  level change (Payton 1977). Several authors  includes (Bowen 1994, Stacher 

1994  ,Ozumba  1999  )  among  others    have  worked  in  Niger  Delta  using  this method  of  sequence 

stratigraphy.  This  method  also  facilitates  the  identification  of  major  progradational  sedimentary 

sequences which offer  the main potential  for hydrocarbon generation and accumulation. Today  it has 

been accepted by oil company for predicting reservoir sand bodies and their corresponding environment 

of deposition.  

  The present study is located in FABI field, onshore Niger Delta. The aim of this study is to improve the 

understanding  of  the  structural  development,  sequence  stratigraphic  history  and  predict  the  

hydrocarbon potential of Fabi field, located in the coastal swamp region of the Niger Delta. 

 Using the seismic‐sequence stratigraphic approach as described by Vail et al.,1977, the determination 

of the seismic‐ sequence stratigraphy of the field is done, by delineating the sequence boundaries (SB), 

maximum  flooding  surface  (MFS),  trangressive  surface  of  erosion,  the  system  tracts  and  infer  the 

15

environment of deposition of the sand bodies within the field, through the  integration of seismic data, 

well logs data sets and bio‐data.  

1.2  AIM AND OBJECTIVES 

  The aim of this study is to provide a sequence stratigraphic interpretation using well logs, seismic, core 

and bio‐fancies data sets covering an area  in the coastal swamp Field of the Niger Delta. This  is to aid  

further exploration activities within the field of study. 

  This study has the following objectives: 

(i) Predict the reservoir characteristics of the sand bodies. 

(ii) Deduce the environment of deposition of the sand bodies. 

(iii) Correlation of the reservoir sand bodies within the field. 

(iv) Identification of major structures within the field. 

 

1.3    LOCATION OF STUDY AREA 

    The  study  area    is  situated  in OML‐X  belonging  to  Shell  Development  Company  of  Nigeria  in  the 

coastal swamp region of the Niger Delta in Nigeria,( Fig1.1 & Fig.1.2).  The Fabi field structure is a large 

collapsed  crest  rollover  anticline  treading  east‐west  and  It  is  bounded  to  the  north  by  the  major 

bounding  fault.  The  field  is  operated  by  Shell  Petroleum  Development  Company  and  it  was  first 

discovered in 1975. 

1.4         SCOPE OF WORK 

  The scope of this project includes the following: 

(1) Integration of  the available data  sets namely, 3D  seismic data along with well  log data  from  the 

wells,  core  data  and  biostratigraphic  data,  so  as  to  get  a  detailed  vertical  resolution  of  the 

sedimentary  section,  determine  the  continuity  of  the  stratigraphic  frame  work  and    age  of 

sediments. 

(2) Identification and interpretation of various facies using lithology sensitive logs such as gamma ray. 

(3) Recognition  of  well  logs  responses  that  characterize  sequence  boundaries  and  the  maximum 

flooding surfaces as well as the different system tracts. 

(4) Identification of seismic facies pattern, faults and mappable horizons identified in the well log. 

(5) Construction of time and depth map for the reservoir sands.  

16

 

 

 

Fig.1.1.  Map of Niger Delta region showing the study area (Corredor et. al,2005)  

17

5

3

 

 

 

 

Fig.1.2:  Base map of Fabi field showing distribution of the wells 

 

 

18

1.5                LITERATURE REVIEW 

       Stoneley  (1966) and Burke et al. (1970, 1972) analyzed and discussed the mega tectonic setting of 

the Niger Delta. The syn‐sedimentary tectonics of the Tertiary delta was extensively described by Merki 

(1972) and Evamy et al. (1978). 

     Short and Stauble (1967) and Weber and Daukoru (1975) outlined the three major depositional cycles 

in  the  coastal  sedimentary  basins  of  Nigeria.  They  first  began with  an  Albian marine  incursion  and 

terminated  during  the  Santonian  time;  the  proto‐Niger  Delta  started  during  the  second  cycle,  the 

growth  of  the Niger Delta  continued  from  Eocene  to  Recent  time. At  several  stages  during  the  late 

Quaternary, sedimentation was  interrupted by uplift and erosion, where by several cycles of channels 

were cut and filled which resulted to submarine canyons (Evamy et al, 1978). 

   Burke et al  (1972) correlated these  late Quaternary canyons to the drowning of river mouths, which 

were  incised on the continental shelf during the Wisconsin fall  in sea  level, which probably resulted  in 

the formation of the Afam canyon and the Qua lboe clay fill, during the Miocene, in the south‐east delta. 

  According to Short and Stauble (1967) and Doust and Omatsola (1990), the Niger Delta comprises of a 

regressive  sequence of deltaic  and marine  clastics, defined by  three major  lithofacies  at  the base of 

marine  shale, made  up  of Akata  Formation,  followed  by  paralic  sequence  of Agbada  Formation  and 

topmost non‐marine alluvial (continental) sands of the Benin Formation. Oomken (1974) examined the 

sediments in the terrestrial and submarine parts of the modern delta and grouped them into five major 

lithofacies,  using  lithological  characteristics  and  other  sedimentary  features.  These  lithofacies  are 

grouped into sandstone, heteroliths and mudstone. 

   Weber (1971) reported the cyclic nature of sedimentation of the Tertiary paralic deposits. According to 

him, a  complete  cycle  consists of  thin,  fossiliferous  transgressive marine  sands  followed by an offlap 

sequence which commences with marine sediments and another transgression may terminate the cycle. 

   Doust  and  Omatsola  (1990)  recognized  six  depobelts  in  the  Niger  Delta,  which  are  distinguished 

primarily by their age. They are: Northern delta (late Eocene‐ Early Miocene), Great Ughelli (Oligocene‐

Early Miocene),  Central  swamp  I(Early‐Middle Miocene),Central  Swamp11(Middle Miocene),  Coastal 

swamp I and II (Middle Miocene) and Offshore mega structures (Late Miocene). 

    Posamentier  and  Kolla  (2003)  analyzed  3‐D  seismic  data  in  predominantly  basin  –floor  settings 

offshore Niger Delta. These revealed the extensive presence of gravity‐flow depositional elements. Five 

19

key elements were observed and are; turbidity‐flow levees channel, channel‐over bank sediment waves 

and  levees, frontal splays and distributary channel complexes, crevasse‐spray complexes, debris – flow 

channels,  lobes    and  sheets.  The  reservoir  architecture  of  each  of  these  depositional  elements  is  a 

function of the interaction between sedimentary process, seafloor morphology, and sediment grain‐size 

distribution. 

    Adeogba  et  al  (2005)  have  interpreted  a  near  surface,  3‐D  seismic  data  set  from  the Niger Delta 

continental  slope,  offshore  Nigeria  and  revealed  important  stratigraphy  and  architectural  features. 

Architectural  features  and  sediment  deposits  interpreted  from  seismic  character  and  seismic 

stratigraphy  in the absence of borehole data  include mass‐transport complexes, distributary channels, 

submarine fans and hemi pelagic drape complex. 

    Heinio and Davies (2006) have interpreted three‐ dimensional seismic of the toe‐ slope region in deep 

water Niger Delta. These reveal a range of erosion and depositional features that are the result of the 

degradation  of  thrust‐propagation  folds.  The  dominant  style  of  degradation  of  these  folds  occurs  as 

retro gradational,  small volume  failures  that  form  thin deposits at or below  seismic  resolution. Slope 

morphology, sedimentology, and the presence of anisotropies affect the type of failure that occurs.       

    Sequence stratigraphic concepts are increasing finding new and unique applications in the regressive 

siliciclastic deposits of Niger Delta. The lithostratigraphic interpretation of the Niger Delta sediments, cut 

across  time  lines  and  their  lateral  associations  suggest  that  the  sedimentary  deposits were  strongly 

influenced by eustacy and tectonics.    

   Sequence  stratigraphy  thus  facilitates  the  subdivision of  the Niger Delta  into packages of  sediments 

that are essentially bounded together by chronostratigraphically significant surfaces. Various works have 

been carried out, in relation to the sequence stratigraphy of different parts of Niger Delta. These include 

Bowen (1994), who established an integrated geologic framework of the Niger Delta slope, by applying 

established sequence stratigraphic concepts, on the newly acquired seismic data set of the Niger Delta, 

coupled with biostratigraphic data, from 26 key wells. 

   Stacher (1994), produced a delta wide framework of creataceous chronostratigraphic surfaces, and a 

sequence  stratigraphic  chart  for  the Niger Delta, using digitally  stored biostratigraphic data, obtained 

from over 850 wells. 

20

  Krusi and  Idiagbor (1994)  linked some types of stratigraphic traps to  incised valley fills and  low stand 

fans. They were thus able to improve the identification of stratigraphic plays in eastern Niger delta. 

  Ozumba  (1999),  developed  a  sequence  stratigraphic  framework  of  the  western  Niger  Delta,  using 

foraminifera and wire  line  log data obtained  from  four wells drilled  in  the coastal and central swamp 

depobelts.  He  concluded  that  the  late Miocene  sequences  were  thicker  than  the middle Miocene 

sequences.  

  Poston et  al.  (1983) presented  the  geology  and  reservoir  characteristics  at Meren  field.  They noted 

evidence  for  syn‐depositional  displacement  on  growth  faults  across  the  field.  They  also  suggested 

combining well‐log interpretations and laboratory analyses of sidewall cores to aid in the determination 

of the spatial variation of porosity and permeability within particular reservoir intervals. 

1.6       SEQUENCE STRATIGRAPHY CONCEPT 

    Sequence  stratigraphy  is  the  study  of  rock  relationships  with  time‐  stratigraphic  framework  of 

repetitive,  genetically  related  strata  bounded  by  surfaces  of  erosion  or  non  deposition,  or  their 

correlative conformities (Posamentier et., 1988., Van Wagoner, 1995). 

Galloway  (1989)  defined  sequence  stratigraphy  as  the  analysis  of  repetitive  genetically  related 

depositional units, bounded  in part by  surface of nondeposition or erosion. The  fundamental unit of 

sequence statigraphy is the sequence, which is a relatively conformable succession of genetically related 

strata bounded by unconformities or their correlative conformities  (Mitchum, 1977). Each sequence  is 

composed  of  a  succession  of  system  tracts  (Fig.1.3).  Each  system  tract  is  composed  of  a  linkage  of 

contemporaneous depositional systems (Brown and Fisher, 1977).  

 

21

 

Type 1 sequence

 

 

 

           Type 2 sequence 

 

Fig 1.3: The schematic representation of the sequence and systems tracts (Van Wagoner et al., 1990) 

 

22

Four  systems  tracts are  recognized  (Posamentier et al.1988 and Vail, 1988):  low  stand,  transgressive, 

high stand and shelf margin. 

    Sequence  stratigraphy  is  an  approach  that  is  used  to  interpret  depositional  origin  of  sedimentary 

strata and assumes an  implicit  connection  to base  level  change.  It does  this by establishing how  the 

sequences of strata accumulated  in order  in the sedimentary section over a subdividing framework of 

surfaces. 

Behind  the general definition of  sequence  stratigraphy  lie a number of assumptions and general 

concepts (Van Wagoner et al,1990). These are: 

Marine sedimentation patterns are controlled by changes in relative sea level. 

Relative  sea  level  is  controlled by eustasy,  subsidence,  tectonics, and  sedimentation  rate. On 

trailing‐edge continental shelf environments, eustasy is of primary importance. In epeiric basins, 

tectonics  may  overshadow  the  role  of  eustasy.  Subsidence  and  sedimentation  rate  are 

commonly of  secondary  importance and are   assumed  to be processes operating at  constant 

rates. 

Sedimentation patterns controlled by sea level have distinct geometries (systems tracts) that are 

easily recognized on seismic lines, well logs, well log cross sections, outcrops, and cores. 

On  passive margin  shelves,  as  these  geometries  are  eustatically‐controlled,  they  are  similar 

worldwide.  Once  the  geometry  has  been  calibrated  in  a  known  area,  it  can  be  used  as  a 

correlation tool to identify and date seismic strata elsewhere. 

The building blocks of a depositional sequence are laminae and laminae sets, beds and bed sets, 

parasequences and parasequence sets, systems tracts, sequences and sequence sets. Sequences 

are  bounded  above  and  below  by  unconformities  (also  termed  sequence  boundaries), which 

record a fall in relative sea level. 

Sequence stratigraphy may be applied at several scales and  in this sense,  it  is fractal  in nature 

(meaning  that  at  any  scale  sequences  have  the  same  characteristics).  Phanerozoic  history  is 

comprised of  first‐order eustatic  sequences. First‐order  sequences are called mega  sequences 

by  (  Haq  et  al.1988)  and  are  equivalent  to  the  cratonic  sequences  of  (Sloss,1963).  Eras  are 

comprised  of  second‐order  eustatic  sequences  (super  sequences  of Haq  et  al.1988).  Seismic 

stratigraphy  normally  is  concerned  with  third‐order  sequences  (1‐5 MY  duration).  Geologic 

23

studies  of  well  log  cross  sections,  outcrops,  and  cores  deal  with  third,  fourth  (105  years 

duration) and fifth‐order (104 years duration) sequences (Van Wagoner et al. 1990). 

1.6.1 Identification  of   Parasequencs   

     In  clastics  the  second  step  in  the  interpretation  of well  logs  is  the  use  of  parasequence  stacking 

patterns  (the  vertical  occurrence  of  repeated  cycles  of  coarsening  or  fining  upwards  sediment)    to 

identify the low stand system tracts (LST), transgressive system tracts (TST) and  high stand system tracts 

(HST)  that  are  enveloped  by  the MFS,  TS  and  SB.  These  parasequence  cyclic  stacking  patterns  are 

commonly identified on the basis of variations in grain size and when these fines upwards are indicated 

by  triangles whose  apex  is  up while  those  that  coarsen  upwards  are  indicated  by  inverted  triangles 

whose apex is down. 

1.6.2    Para sequence sets and stacking patterns  

In most cases, there will not be simply one parasequence but a series of them. Sets of

successive parasequences may display consistent trends in thickness and facies composition and

these sets may be progradational, aggradational, or retro-gradational (Fig1.4) (Van Wagoner et

al.1990). These patterns are dependent on the ratio of the rate of deposition to that of

accommodation.

   Some  other  differentiating  factors  include  interplay  between  the  ratio  and  the  kind  of  material 

deposited  that  is  sandstone or mudstone,  the environment of deposition  (Coastal/shallow marine  to 

deep marine) and the ratio of the thicknesses of the different parasequences and parasequence sets. 

1.6.2.1 Progradational Stacking

   In a progradational set of parasequences, each parasequence builds out or advances somewhat farther 

seaward  than  the parasequence before  it. Arising  from  this, each parasequence contains a somewhat 

shallower set of facies than the  preceeding parasequence . This produces an overall shallowing‐upward 

trend within the entire parasequence set and the set is referred to as a progradational parasequence set 

or is said to display progradational stacking,(Van Wagoner et al.1990). 

Progradational  stacking  results  when  the  prolonged  rate  of  accommodation  is  exceeded  by  the 

increased  rate  of  sedimentation.  In  this way,  accommodation  space  is  filled more  rapidly  than  it  is 

created, water depth becomes shallower, and facies increasingly move farther seaward over time. Each 

parasequence  shallows‐upward  and  is  bounded  by  a  flooding  surface,  across  which  water  depth