KFUPM ePrints

POROSITY CLASSIFICATION AND RESERVOIR FLOW UNITS RANKING IN THE KHARTAM MEMBER, KHUFF FORMATION (PERMO-TRIASSIC): OUTCROP APPROACH, CENTRAL SAUDI ARABIA

l POROSITY CLASSIFICATION AND RESERVOIR FLOW UNITS RANKING IN THE KHARTAM MEMBER, KHUFF FORMATION (PERMO-TRIASSIC): OUTCROP APPROACH, CENTRAL SAUDI ARABIA. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

[img]
Preview
PDF (MSc Thesis) - Other
16Mb

Arabic Abstract

هذه الدراسة تتحرى الخصائص المميزة للمسامية وللوحدات التي تسمح بالتدفق في المنكشف السطحي لعضو الخركم العلوي من تكوين الخف (البرمي - الترياسي). تقع منطقة الدراسة في منطقة الطرفية في إقليم القصيم، وسط المملكة العربية السعودية. أهداف هذه الدراسة تتلخص في: التعرف على الخصائص الهندسية لكل نوع من أنواع المسامية وذلك للتمكن من إحداث التقسيم المناسب على كل نوع عند ملاحظة أي فروق هندسية. إقامة علاقة بين المسامية والنفاذية وأيضا تحديد عدم التجانس في كل من المسامية والنفاذية. تم دمج بيانات المسامية والنفاذية وذلك لتحديد وترتيب الوحدات التي تسمح بالتدفق على مستوى المنكشف السطحي. تم إستخدام تحليل الصور البتروجرافية وذلك للحصول على أحجام المسام ، والأشكال الهندسية ، وتوزيع التكرارات. تم دراسة الشريحة الصخرية الرقيقة تحت المجهر وذلك لتحديد أنواع المسامية المختلفة وأثر عمليات النشأة المتأخرة على المسامية. تم إعتماد المجهر الإلكتروني (SEM) في تحديد المسامية الدقيقة. إستخدم جهاز قياس المسامية وجهاز قياس النفاذية على العينات الصخرية المقطوعة إسطوانيا للحصول على المسامية الكلية والنفاذية. يتكون التتابع الصخري في المنكشف السطحي أساسا من سحنات صخر حبيبات الأوليت جيد الفرز، وصخر حبيبات الأوليت وقطع المستحاثات ذو التطبق المتقاطع، الصخر المتدرج من حجر الطين إلى الباكستون. كشفت هذه الدراسة شكلين هندسيين مميزين من مسامية القالب (هما قالب الأوليت وقالب القطع المستحاثية) وشكلين/حجمين مختلفين من مسامية التقب (هما الثقب-1 والثقب-2). تم إستخدام تحليل الصور البتروجرافية لتحديد حجم المسام ، ونسبة الأبعاد ، وعامل الإستدارة لكل نوع من أنواع المسامات. تم تحديد كل من مسامية قالب الأوليت والثقب-1 ليكونا أفضل أنواع المسامية من حيث حجمهما ومساهمتهما في المسامية الكلية. الخليط من مسامية قالب الأوليت والثقب-1 يعطي أمثل جودة للخزانات النفطية. أشارت معاملات التباين إلى عدم تجانس كبير في كل من المسامية والنفاذية ، والتي يمكن أن تعزى إلى الإختلافات في أحجام وأشكال المسام في نوع المسام الواحد ، ووجود نظام المسامية الدقيقة ، والخليط من أنواع المسامات المختلفة في السحنة الواحدة. بشكل عام ، كان معامل الارتباط بين المسامية والنفاذية ضعيف ، ولكن تحسن هذا المعامل بشكل ملحوظ عندما تم عمل العلاقة بين المسامية والنفاذية على أساس السحنات. عدم التجانس في كل من المسامية والنفاذية على الارجح محكوم بالسحنات الرسوبية وبعمليات النشأة المتأخرة ( السمنتة/الإذابة). جمع بيانات المسامية مع النفاذية للمنكشف السطحي الذي تمت دراسته كشف أن سحنة صخر حبيبات الأوليت وقطع المستحاثات ذو التطبق المتقاطع لها أعلى جودة للتدفق لإحتوائها على مسامية ونفاذية عاليتين كونها تحتوي على نسب عالية من مسامية القالب والثقب. علاوة على ذلك ، من دراسة المقاطع الرأسية فإن حدود وحدات التدفق تتطابق بشكل كبير حدود السحنات. وبالرغم من ذلك ، فإن هنالك وحدات قليلة لا تتطابق مع حدود السحنات. هذا على الأرحج يدل يشير إلى أن وحدات التدفق معرفة في المقام الأول بالسحنات الرسوبية ، وتتأثر ثانيا بعمليات النشأة المتأخرة.

English Abstract

The study investigates the porosity and flow units‟ characteristics in the outcrop of the Upper Khartam Member of the Khuff Formation (Permo-Triassic). The study area is located in At Tarafiyah area, Qasim region, central Saudi Arabia. The objectives of this study are: to identify the geometrical characteristics for each pore type and make the proper subdivision for the individual pore type when any geometrical difference noticed. To establish the porosity-permeability relationship and to determine the heterogeneity in the porosity and permeability. To integrate the porosity-permeability data to identify and rank the flow units at the outcrop scale. Petrographic image analysis was utilized to obtain the pore sizes, geometrical shapes, and frequency distribution. Thin section petrography was used to identify the different types of porosity and the diagenetic alterations that may affect the porosity. Scanning electron microscopy (SEM) was adopted to identify the microporosity. Core plugs‟ poroiometer and permemeter were used to get the total porosity and the permeability. The outcrop succession is mainly composited of well-sorted oolitic grainstone, cross-bedded oolitic skeletal grainstone and graded mudstone to packstone facies. This study revealed two distinguished geometries of the moldic porosity (oomoldic and skelmoldic) and two different geometries-sizes of the vuggy porosity (vuggy-1 and vuggy-2). Using petrographic image analysis to identify the pore sizes, aspect ratio and roundness factor for each pore type. Oomoldic and vuggy-1 porosities are ranked to be the best porosity types, in term of size and their contribution in the overall porosity. The combination of oomoldic and vuggy-1 give the optimum reservoir quality. Coefficients of variance indicated major heterogeneity in the porosity and permeability, which can be attributed to the variation within the individual pore type, presence of micropores system and the mixture of the pore types within the individual facies. Generally, poor correlation coefficient was between porosity and permeability, but this correlation improved significantly when porosity and permeability were plotted based on the facies groups. This heterogeneity in the porosity and permeability most probably controlled by depositional facies and by the diagenetic alterations (leaching/cementation). Gathering the porosity-permeability data of the studied outcrop revealed that cross-bedded oolitic skeletal grainstone facies has the highest flow units‟ quality where moldic and vuggy porosities are dominant. Moreover, from the vertical sections‟ study, flow units boundaries are perfectly coinciding with the facies boarders. However, few intervals do not follow the facies boundaries. This most probably indicate that the flow units are primarily controlled by the facies, and secondly affected by diagenetic alterations.



Item Type:Thesis (Masters)
Subjects:Earth Sciences
Divisions:College Of Sciences > Earth Sciences Dept
Committee Advisor:Abdullatif, Osman
Committee Members:Korvin, Gabor and Babalola, Lamidi
ID Code:139190
Deposited By:MOHAMMED AHMED ABDULRAZIQ ASAAD MOHAMMED (g201103590)
Deposited On:15 Jun 2014 13:44
Last Modified:24 Nov 2014 10:46

Repository Staff Only: item control page