Bazensko modeliranje u svijetu istraživanja nafte i plina je već odavno preuzelo primat kao element koji u procjeni pretpostavljenih ležišta ugljikovodika smanjuje rizik istraživanja. Osnovni zadatak ovog rada je približiti princip izrade bazenskog modela na primjeru koncesijskog bloka „East Yidma“. Blok East Yidma je geografski smješten na sjeveroistočnom dijelu Zapadne pustinje, a u geološkom smislu čini zapadni dio sedimentacijskog bazena Alamein (Slika 1). INA-Industrija nafte, d.d. (INA) u Egiptu je prisutna trideset godina te sada djeluje kao operator na jednom i kao partner na tri koncesijska bloka. Površina istražnog područja odgovara veličini 3D seizmičkog volumena East Yidma, koji pokriva 1665 km2. U radu je korišteno 25 bušotina s dostupnim litostratigrafskim, petrofizikalnim i geokemijskim podatcima. Bazen Alamein jedan je od četiri bazena u sjevernom dijelu zapadne pustinje (prema Waly i dr., 2001.), uz Abu Gharadig, Matruh-Shushan i Faghur. Glavni strukturni element je izdužena antiklinala pružanja SZ-JI, koja predstavlja dio regionalnog grebena Quattara-Alamein. Ključni tektonski element čini Rosetta rasjed, pružanja SI-JZ koji se nalazi sjeverno od istražnog bloka. Generalni stratigrafski stup koji predstavlja razvoj sjevernog dijela Zapadne pustinje prikazan je na slici 2. Jurske stijene su najstarije dokazane sedimentne stijene područja i s njima započinje klastični razvoj (Slika 2). Karbonatni razvoj karakterističan je za stijene kredne starosti i eocen, dok se taloženje klastita nastavlja u tercijaru. Glavne elemente naftnog sustava čine matične, ležišne i izolatorske stijene. Sustavi se najčešće vežu uz matičnu stijenu i rezervoar iako sama ležišta mogu biti zajednička za više sustava. Matične stijene nalazimo dominantno u jurskim naslagama, dok se najveći broj ležišnih intervala nalazi u stijenama kredne starosti. Matične stijene (šejlovi) srednjojurske formacije Khatatba imaju povišen sadržaj organske tvari (1-1,5% TOC). Sadrže miješani tip kerogena II-III (terestičkog i marinskog podrijetla). U kombinaciji s dubinom i vremenskim trajanjem zalijeganja formacije može generirati značajnu količinu ugljikovodika. Manji ugljikovodični potencijal imaju šejlovi krednih formacija Alam El Bueib, Bahariya i Kharita te glinovitim vapnencima formacije Abu Roash. Glavne ležišne stijene istražnog prostora su kredne starosti, a predstavljaju ih pješčenjaci formacija Bahariya, Kharita i Alam El Bueib te raspucani karbonati formacija Abu Roash, Dahab i Alamein dolomite. Najčešća ležišta Alamein bazena su vezana za formacije Bahariya i Abu Roash G. Karbonati i dolomiti područja Alamein taloženi su većim dijelom u plitkomorskom okolišu, dok se u klastičnom razvoju osim plitkomorskog okoliša razlikuju i riječni te deltni sustavi koji imaju lateralno ograničena kolektorska svojstva što ograničava rasprostiranje i kapacitete ležišnih stijena. Karbonati formacija Apollonia i Khoman kao i šejlovi i karbonatno-evaporitni kompleks formacije Abu Roash predstavljaju najrasprostranjenije, regionalne izolatorske stijene u većini sjevernog dijela Zapadne pustinje (Said, 1962). Velik broj zamki i ležišta zatvoreni su rasjedima koji su omogućili zadržavanje ugljikovodika unutar kolektorskih stijena. Procjena početka generiranja ugljikovodika iz jurskih matičnih stijena stavlja se u vrijeme gornje krede (turon). Ekspulzije i migracije ugljikovodika su početkom santona. U isto vrijeme počinje i formiranje zamki, koje traje do granice eocena i oligocena, a ta granica ujedno predstavlja i kritični moment za očuvanje ugljikovodika u zamkama (Slika 3).
