Integrated Petrophysical and Reservoir Characterization Workflow to Enhance Permeability and Water Saturation Prediction. Masters thesis, King Fahd Univeristy of Petroleum & Minerals.
|
PDF
Meshal_Amri_MSc_Thesis_Final_soft_copy_with_Cover.pdf Download (10MB) | Preview |
Arabic Abstract
المعلومات الجيولوجية من وصف الصخور المسامية تعتبر اساسية في نمذجة المكامن. هي تسمح وجود صلة لتحسين تقدير الخصائص البتروفيزيائية و مختلف طبقات المكمن. إنشاء صلة ترابط معلومات المكمن الاساسية مع بيئة الترسيب تساعد بدرجة عالية في التنبؤ الجيولوجي لنماذج المكمن. في نهاية المطاف يتم الحصول على ثقة عالية في تقدير الاحتياطيات عندما تتم نمذجة تشبع الارتفاع مع وجود صلة مباشرة للجيولوجيا و السحنة الصخرية في عملية توزيع نمذجة تشبع المياه في أي جزء من المكمن. الهدف من هذا العمل هو تقديم سير عمل متامسك و قوي باستخدام الخصائص الجيولوجية و البيتروفيزيائية كي توضح كيف أنه يزيد دقة تقدير النفاذية و تشبع المياه و بالتالي تقدير افضل لحجم الزيت و الغاز. الطريقة المتكاملة في هذا البحث يمكن لها ان تتنبأ بشكل أدق للخصائص الأساسية للمكمن مثل النفاذية و تشبع المياه. يمكن حساب النفاذية بواسطة استخدام الطريقة الخوارزمية للتعرف على النمط و التي تدعى التقسيم بواسطة تعدد الوضوح المبنية على الرسوم البيانية. دمج المعلومات الجيولوجية فيما يتعلق بسحلات الآبار و نفاذية العينات و وصف الصخور الرسوبية يساعد في تنبؤ النفاذية و التي توضح اتفاق ممتاز بين نفاذية العينات و النفاذية من التنبؤ و التي من خلالها تم الحصول على معامل ارتباط يتجاوز 0.91 و التي تعتبر جيدة نسبيا في المكامن الكربونية و بيئات المكامن الناشئة متأخرا. هذا العمل تمت مقارنته بعدد من المعايير لإظهار دقة النماذج المتوقعة و تشمل الآتي: • نفاذية العينات المصححة. • قوة النفاذية عبر اختبار سعة اللآبار. • نتائج ادوات و معدات تسجيل الانتاج البئرية. تم تأسيس كل ما سبق لجميع السحنات الصخرية في هذا المكمن. لاحقا يتم التعامل مع كل سحنة صخرية بشكل مستقل باستخدام ضغط الحقن الزئبقي الشعرية بالإضافة للمسامية و النفاذية باستخدام نمذجة تشبع ارتفاع المياه المعروفة باسم معادلة ليفريت. بالإضافة إلى ذلك يتم تقديم تحليل ضغط الشعرية للتعريف بالخصائص الشعرية لكل سحنة صخرية و في نهاية المطاف يتم تجديد معاملات معادلة ليفيريت(أ و ب). و تبين هذه الدراسة أن النتائج من هذا التكامل أدى إلى اتفاق نسبي مع التحاليل البتروفيزيائية التقليدية لسجلات اللآبار. لذلك لوحظ ان هناك ثقة اكبر في تشبع المياه من سجلات الآبار و مقارنتها مع تشبع المياه المقدرة من قبل معادلة آرشي في الصخور ذات الجودة العالية. أما بالنسبة للصخور ذات الجودة المنخفضة فتظهر طريقة البحث تشبع اكبر للمياه و ذلك بسبب بيئة النشوء المتأخر للمكمن الغير متناسق في النمذجة. و نتيجة لذلك يمكن لنا ان نحصل على تقدير أفضل لحجم للزيت و الغاز الأصلي في المكامن البترولية عندما يتم الارتباط المباشر مع الجيولوجيا.
English Abstract
Geological information from sedimentary core description is crucial in reservoir modeling. This allows a link for an enhanced petrophysical properties estimation and various reservoir layering that makes up the reservoir. Establishing a correlation between basic reservoir petrophysical information to depositional/texture environment highly assist in predicting geology based reservoir models. Eventually, high confidence in reserves estimation is obtained when saturation height functions are modeled with a direct link to geology that are related to reservoir lithofacies when distributing water saturation height models in the reservoir section. The objective of this work is to present a robust combined workflow using geological and petrophysical properties and show how it improves the estimation of permeability and water saturation and hence hydrocarbon pore volume estimation (HCPV). The integrated efforts presented in this research proved to be accurate in predicting fundamental reservoir properties such as permeability and water saturation. Permeability prediction is carried out using pattern recognition algorithm called multi-resolution graph-based clustering (MRGC). Incorporating geology information with respect to well logs data, core permeability and sedimentary core description assist in predicting permeability. Minimal KNN shows an excellence agreement between core and predicted permeability that has a correlation coefficient of 0.91 that is relatively great in carbonates, complex, and diagenetic environments. This has been bench marked to show the accurate predicted model against a systematic set of criteria that includes: • Corrected core permeability. • Transient well testing flow capacity (kh). • Production logging tools (PLT) results. All of the above is established for all lithofacies in this reservoir. Later, each lithofacies is dealt with independently using mercury injection capillary pressure (MICP), porosity and permeability using water saturation height modeling “Leverett J-function”. In addition, capillary pressure analysis is presented to define representative capillarity for all lithofacies that is eventually model J-function parameters (a and b) for all lithofacies. This study shows that the outcomes from this integration led to an optimistic match with conventional petrophysical analysis using wireline inputs. Therefore, more confident match to water saturation from logs is observed especially when compared to water saturation estimated by Archie in high quality rocks, however, J-function shows more initial water saturation than Archie in low quality lithofacies (diagenetic effect) which honors reservoir heterogeneity in the modeling. As a result, an enhanced hydrocarbon in place estimation is achieved that is directly linked to geology.
| Item Type: | Thesis (Masters) |
|---|---|
| Subjects: | Petroleum > Reservoir Characterization |
| Department: | College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering |
| Committee Advisor: | Mahmoud, Mohamed |
| Committee Members: | Al-Yousef, Hasan and Al-Ghamdi, Tariq |
| Depositing User: | ALAMRI MES ALI (g200672780) |
| Date Deposited: | 30 Jun 2015 07:32 |
| Last Modified: | 01 Nov 2019 16:30 |
| URI: | http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/139687 |