(2010) Saturation-Height Modelling of Oil and Gas-Capped Reservoirs. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

Preview

PDF Saturation_Height_Modelling_final_240278.pdf Download (11MB) | Preview

Arabic Abstract

تبذل شركات النفط والغاز قصارى جهدها لكي تنتج بشكل إقتصادي. يجب أن تستند خطط الإنتاج الجيدة على تقييم جيد لحجم النفط والغاز الموجودان في المكمن. حالياً، النماذج الجيولوجية الثلاثية الأبعاد تُستخدم لتقييم حجم النفط والغاز، والتي يتم إدراجها في برنامج محكاة المكمن لتقديم توقعات مستقبلية للإنتاج. قبل تنفيذ خطط الإنتاج، يتم إختبار سيناريوهات مختلفة للإنتاج المستقبلي في النماذج الجيولوجية الثلاثية الأبعاد وذلك لتحقيق أقصى قدر من إنتاج الحجم الكلي للنفط و الغاز في المكمن. نماذج التَّشبع باختلاف الإرتفاع تمثل جزء أساسي لهذه النماذج الجيولوجية الثلاثية الأبعاد، حيث أنها تزوّد قِيماً دقيقة لنسب إشباع الصخر بالنفط والغاز في المكامن المساميّة. النماذج الجيولوجية الثلاثية الأبعاد تصف المكمن عن طريق السحنات الرسوبية، والتي قد تحتوي الواحدة منها على عدد من وحدات التدفق الهيدروليكي. يتم التعرف على هذه الوحدات عن طريق علاقة المساميّة-النفاذيّة المميِّزة لكل منها. النسبة المُتحصّل عليها من قسمة النفاذية على المسامية تكون فريدة لكل وحدة تدفق هيدروليكي. توجد علاقة رياضية (لكل وحدة تدفق هيدروليكي) تصف نسبة التشبع بالنفط في أي مكان في المكمن، وهي تعتمد على الخصائص الفيزيائية للصخر ومدى الإرتفاع عن مستوى (العمق المرجع) الماء الحر. هنالك مجموعة من المعادلات الرياضية لكل وحدات التدفق الهيدروليكي في المكمن (عادة 5-8) تسمّى نموذج التشبع باختلاف الإرتفاع، والتي من أهم مزاياها أنها تُكامِل وتقارن بين البيانات من العيِّنات الصخرية والسِّجلات البئريّة وخصائص السوائل الموجودة في المكمن من خلال خطوات عمل ذات تخصُّصات متعددة. قِيم التشبع النفطي المبْنِيّة على هذا النموذج تضاهي جيداً تلك المبْنِيّة من سِجل المقاومة الكهربيّة في البئر. وحدات التدفق الهيدروليكي الموجودة في المكمن يتم تحديدها عن طريق تفسير بيانات العينات الصخرية. بعد تعديل العمق للعينات الصخرية والسِّجلات البئرية بشكل صحيح، يتم تأسيس علاقة بينهما بناءاً على الخصائص الفيزيائية للصخر. يتم إنشاء علاقة تنبؤية لكل وحدة تدفق هيدروليكي باستخدام خصائصها من السجلات البئرية. هذه العلاقة تُستخدَم للتَّنبؤ بوحدات التدفق الهيدروليكي في الآبار التي لا تحتوي على عينات صخرية مُستخرَجة. عندما يكون هذا النموذج المُتنَبِّئ صحيحاً، يمكن استخلاص قِيم للنفاذية الصخرية بناءاً على القِيم الحصرية (النسبة الفريدة للمسامية مع النفاذية) لكل وحدة تدفق هيدروليكي. أيضاً، لكل وحدة تدفق هيدروليكي توجد علاقة بين نسبة التشبع واختلاف الإرتفاع الذي توجد فيه هذه الوحدة. تُستخدَم هذه العلاقة لحساب نسبة تشبع النفط في النموذج التنبُؤي. نِسب أو قِيم التشبع النفطي المُستخدمة في نموذجٍ جيولوجي ثلاثي أبعاد والمُشتقّة من نموذج تشبع باختلاف الإرتفاع مُعايَربطريقة جيدة، تكون مُراعية للخصائص الصخرية من ناحية رسوبية ومن ناحية فيزيائية. تقييم الحجم الكُليّ للنفط والغاز باستخدام هذه النماذج يكون أكثر دقة من أساليب تقييم الخرائط التقليدية.

English Abstract

The oil and gas companies work hard to produce hydrocarbons economically. A sound production plan must be based on a good assessment of hydrocarbon volume in the reservoir. Currently, three dimensional geological reservoir models are used to first assess hydrocarbon volume, which are then up-scaled to simulation to make a production forecast. Various production scenarios are tested in these models to maximize recovery before they are implemented in the field. Saturation height models are an essential part of three dimensional geological models in which they are used to populate hydrocarbon saturations in the porous reservoir. Three dimensional geological models characterize the reservoir by sedimentological facies. Each sedimentological facies contains a number of rock types or hydraulic flow units. A rock type is distinguished by its texture and it has a distinct porosity-permeability relationship. A hydraulic flow unit is a rock having same ratio of permeability to porosity. For each hydraulic flow unit, there is a mathematical relationship that describes hydrocarbon saturation at any place in the reservoir as a function of its petrophysical properties and height above a datum or the Free Water Level. A set of mathematical equations for all hydraulic flow units in the reservoir (usually 5 to 8) are called a saturation height model. I established these models by integrating core data to logs and fluids in a multidisciplinary work-flow. The hydrocarbon saturations based on these models compare favorably with resistivity derived saturations from well logs. I determined hydraulic flow units present in a reservoir based on core data interpretation. After cores are placed on log depths properly, the log responses are related to petrophysical properties measured on core. I established a predictive relationship for hydraulic flow units using log responses. This relationship is used to predict hydraulic flow units in non-cored wells. Once that is done, permeability can be calculated in non-cored wells also using the predicted hydraulic flow units. Each hydraulic flow unit has a saturation versus height relationship, which is used to calculate hydrocarbon saturations. A well calibrated saturation height model populates the three dimensional geological model with hydrocarbon saturations that are related to its sedimentological and petrophysical properties. The assessments of hydrocarbons in place using such models are more accurate than traditional mapping methods.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Earth Sciences Petroleum > Reservoir Characterization Petroleum > Rock and Fluid Properties
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Geosciences
Committee Advisor:	Al-Ramadan, Khalid Abdulsamad
Committee Members:	Yasin, Ahmad Raza and Korvin, Gabor
Depositing User:	ABDULKAREE AL-ROUDHAN (g200402780)
Date Deposited:	19 Jan 2011 08:36
Last Modified:	01 Nov 2019 15:28
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/136368