(2001) Data integration in 3-D geostatistical porosity modeling of Hanifa Reservoir in Berri field, Saudi Arabia. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.
|
PDF
10075.pdf Download (6MB) | Preview |
Arabic Abstract
يعتبر فهم توزيع خصائص المكمن مثل نوعية الصخور ومساميتها أساسية لحفر الآبار وتطور الحقول النفطية وتقدير احتياطي ومحاكة المكمن . البيانات تجيء من مصادر متعددة وفي وحدات قياس مختلفة وبدرجات ثقة متفاوتة . البيانات من الآبار لوحدات ليست كافية لكي تنتج صورة دققة للمكمن . الجيولوجيا الإحصائية تساعد الجيولوجيين ومهندسي البترول في تحليل بيانات مختلفة ودمجها ومن ثم استخدمها في إنتاج نماذج ثلاثية الأبعاد ذات دقة عالية . هدف هذه الرسالة أن تقيم إضافة أنواع البيانات من مصادر مختلفة مثل الجيولوجية والجيوفيزياية في إنتاج نماذج مسامية ثلاثية الأبعاد . لإنجاز هذا الهدف أربعة نماذج مسامية قد بنيت بطرق مختلفة . النموذج الأول قد بني معتمداً على معلومات من سجلات الآبار فقط . الثلاثة نماذج الأخرى قد بنيت بمزج معلومات من سجلات الآبار ومعلومات جيولوجية وجيوفيزياية . وقد تم تقيم هذه النماذج باستعمال طرق نوعية وكمية . أظهرت هذه الدراسة إن النماذج المسامية التي بنيت على معلومات جيولوجية أفضل في محاكاة المسامات في الجهات العمودية والجانبية من النماذج الأخرى . بينما النماذج المسامية التي بنيت على معلومات جيوفيزياية كانت أفضل من كل النماذج من حيث الدقة . هذه بسبب ان المعلومات الجيوفيزياية ذات كثافة عينات أكثر من سجلات الآبار . المعلومات من سجلات الآبار فقط أنتجت نماذج مسامية ذات دقة منخفضة بالمقارنة مع النماذج الأخرى . هذا يوضح أهمية استعمال جميع البيانات المتوفرة في إنتاج النماذج المسامية .
English Abstract
Understanding the spatial distribution of reservoir properties such as lithology and porosity is essential for development drilling, reserve estimation and fluid flow simulation. Data come from various sources at various scales with varying degrees of reliability. Data from wells alone have limitations and they are not enough to produce an accurate view of the reservoir. Geostatistics provides a toolbox for geologists and engineers to use in analyzing data and transferring such analysis and interpretations to the task of reservoir modeling and forecasting. The objective of this thesis is to evaluate the added value of integrating different data types such as facies and seismic impedance in 3-D geostatistical porosity models. To achieve this goal four porosity models were built. The first porosity model was generated based on porosity logs from wells only. The other three porosity models were generated by different combination of porosity logs, facies and and seismic impedance. These models have been evaluated by using qualitative and quantitative methods. The results of this study showed that facies-based porosity models yield better definition of porosity in vertical and lateral directions than other models. This is due to the use of the facies model as constraint for porosity distribution. The accuracy of the seismic controlled model was better than all other models. This is due to the fact that seismic has a more dense spatial samples density than wells. Porosity from the wells-only model has the lowest accuracy compared to the other models, which shows the importance of introducing other type of data in porosity modeling.
| Item Type: | Thesis (Masters) |
|---|---|
| Department: | College of Petroleum Engineering and Geosciences > Geosciences |
| Committee Advisor: | Korvin, Gabor |
| Committee Members: | Makkawi, Muhammad H. and Badrul Imam, M. |
| Depositing User: | Mr. Admin Admin |
| Date Deposited: | 22 Jun 2008 13:56 |
| Last Modified: | 01 Aug 2021 12:50 |
| URI: | http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/10075 |