CHARACTERIZATION OF THE CARBONATE MUD ROCKS OF THE MIDDLE JURASSIC TUWAIQ MOUNTAIN FORMATION, JAFURAH SUB-BASIN, SAUDI ARABIA; IMPLICATION FOR UNCONVENTIONAL RESERVOIR QUALITY PREDICTION. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

Preview

PDF Ahmed_Hakami_PhD_Thesis_Dec_2016_Submitted.pdf Download (13MB) | Preview

Arabic Abstract

منذ فترة طويلة تم التعرُّف على صخور جبل طويق المصدرية الغنية بالمواد العضوية من العصر الجوراسي في الحوض المتوسط للمنطقة العربية على أنَّها المصدر الرئيسي للهيدروكربونات المحتجزة في مكامن العصر الجوراسي العملاقة. ومع ذلك فإن تجديد الاهتمام بهذه الصخور كشفَ فجوات عميقة في فهمنا للطبيعة المكمنية لجبل طويق. عند محاولة النظر الى الأمر من وجهة الموارد الغيرتقليدية (الغاز الصخري)، فإن هذا البحث يقدِّم نقاط مركزة لتقييم الموارد الغير تقليدية عن طريق دراسة تفصيلية للخصائص الجيوكيميائية، والأوصاف البتروفيزيائية، ودمج بيانات متعددة المجالات، وتصميم النماذج. تتركز الدراسة في هذا البحث على حوض الجافورهالفرعي، والذي يعتبر منطقة استكشافية جديدة للموارد الغيرتقليدية (الغاز الصخري) في المملكة العربية السعودية. هذا الحوض الفرعي مطابق في الحجم لحوض الغاز الصخريإيقل فورد المنتج للغاز والزيت في جنوب تكساس في الولايات المتحدة الأمريكية.يقع حوض الجافوره في المنطقة الشرقية للمملكة العربية السعودية والىالشرق من حقل الغوَّار النفطي العملاق. تم تقييم التوزيع المكاني للسحن الطبقية لجبل طويق في حوض الجافوره على مستويات مختلفة، ابتداءً منالتكشفات الصخرية الكبيرة فوق سطح الأرض وانتهاءً بالتوصيف المفصل للعينات الصخرية الصغيرة، والعينات المجهرية الرقيقة. تم التعرف على ست سحن طبقية في تشكيل جبل طويق ودالك من خلال العينات الصخرية التي تم الحصول عليها من الآبار المُدرجة في هذه الدراسة. كما تم اجراء توصيف بتروفيزيائي مفصَّل على تشكيل جبل طويق في حوض الجافوره. بناءً على هذه الدراسة تم تقسيم التشكيل الى ثلاثة مستويات تختلف في جودة المكمن. المستوى الأول في الجزء السفلي يمتلك أفضل صفات الغاز الصخري، مثل نسبة مجموع الكربونات العضوية (TOC) المرتفعة، ونسبة الطين المنخفضة،ونسبة المسامية المرتفعة ومع درجة نضوجه عالية نسبياً لتوليد الهيدروكربوناتوفي عمق يعتبر ضحلاً نسبياً، مما يجعله جذاباً من الناحية الاقتصادية لموارد الغاز الصخري. المستوى الثاني والثالث يعتبران مكامن غير تقليدية أيضاً ولكن بنسبة وجودة أقل من المستوى الأول. تم وضع خطة محددة لسير العمل من أجل توصيف تشكيل جبل طويق كأحد الموارد الغير تقليدية للغاز والسوائل. تتضمن طريقة العمل تطوير نموذج مفترض لجودة المكمن، وتحديد المناطق المفضلة للتجمعات البترولية، واختيار مراحل التكسير المائي. هذه الطريقة المنهجية تعتبر من الطرق المستخدمة عالمياً لتقييم المكامن الغير تقليدية،بالإضافة الى ذلك، تم اختبار طريقة تسجيل نظائر الغاز الطيني (MGIL) الجديدة، وكشفت عن امكانية الفصل الواضح عن طريق البصمة المميزة لنظائر الكربون بين الجزئين الأوسط والأعلى للصخور المصدرية ذات العمر الجوراسي. شملت هذه الدراسة توصيف جديد لعلاقات نضوج نظائر غاز الميثان على الصخور المصدرية لتشكيل جبل طويق، وتمت معايرة النتائج واستنتاج معادله حسابيه جديده واختبارها بنجاح: VitriniteReflectanceEquivalent(Vre)=0.069Xδ13C1+5.13-0.3. هذه المعادلة سمحت بتقييم دقيق لدرجات النضوج، وحددت المواقع المفضلة والمقترحة لأقصى درجات الانتاج الممكنة. بالإضافة الى ذلك، تضمن هذا البحث عمل نموذج تفصيلي للحوض الرسوبي من أجل التحقيق في عملية الدفن وتطور النضوج الحراري في تشكيل جبل طويق خلال الزمن الجيولوجي. نتائج النموذج تقترح أن مناطق معدلات الحرارة المرتفعة تتطلب مدخلات تدفق حراري عالي في الحوض الرسوبي، وهذا يقود الى مخرجات مرضية متوافقة بين قيم النضوح المقاسة والمتوقعة،بالإضافة الى درجات الحرارة المقاسة والمتوقعة في الوقت الحاضر. زيادة قيم التدفق الحراري في الحوض الرسوبي في المناطق ذات معدلات الحرارة المرتفعة يتوافق مع تفسير التغير التركيبي في تركيب القشرة الأرضية في قاع حوض الجافوره (مثال: الجرانيت)، والذي يعني توليد المزيد من الحرارة الاشعاعية. نتائج النموذج تقترح أن الصخور المصدرية لتشكيل جبل طويق بدأت توليد النفط منذ حوالي مائة مليون سنة، ووصلت الى قمة توليدها منذ سبعين مليون سنة. في الوقت الحالي تتواجد هذه الصخور في النافذة الرطبة لتوليد الغاز في مناطق أدفأ بمعدل 28 درجة سيليزية في الكيلومتر الواحدمن الحوض الرسوبي (المناطق الشمالية والشرقية من حوض الجافوره). دمج المعلومات والنتائج من الدراسة الجيوعلمية مع البيانات متعددة الأصول كالبيانات السيزمية الصغرى، ونموذج التكسير المائي ساعد علىتوصيف جبل طويق والحصول على بعض التنويرات على آليات الانتاج. وقد تم توضيح آلية التحسين وسيناريو تطوير الحقل لنموذجين مميزين للمكمن،هذان النموذجان يتطلبان نفاذية صخرية مختلفة. بناءً على هذا البحث تم إدراك أن افتراض مخططات هندسية خاطئة لآليات التكسير، والنفاذية الصخرية، ونماذج انتاج المكامن له عواقب انتاجية واقتصادية على حقول الموارد الغير تقليدية. لاستكمال التخطيط الحقلي والتمكن من فهم التصميم المثالي للمسافات بين الآبار، تم التحقيق في نماذج التكسير وتداخل الإنتاجية بين الآبار باستخدام نماذج محاكاة المكمن. نتائج هذه الدراسة وفرت مفاهيم منطقية لتصميم المسافات بين الآبار لتفادي التداخل في عمليات الانتاج.

English Abstract

The Jurassic organic-rich Tuwaiq Mountain source rock (TQMN) in the Central Arabian basin has long been recognized as the source of conventional hydrocarbons trapped in the supergiant Jurassic reservoirs. Renewed interest in these rocks has revealed major gaps in our understanding of the Tuwaiq Mountain as a reservoir. From unconventional resources standpoint, this research provided focus points for Unconventional resources evaluation through detailed geochemical and petrophysical characterization, multidiscipline data integration, and basin modeling. The focus of this research is on the Jafurah Sub-Basin, which is a new frontier unconventional exploration play equivalent in size to the successful Eagle Ford play in south Texas. The basin is located immediately east of the supergiant Ghawar Oil Field, east Saudi Arabia. The spatial distribution of Tuwaiq Mountain lithofacies in the Jafurah Sub-Basin was assessed at different scales, from an outcrop scale to a detailed core description by SEM and optical microscopy. Six distinct lithofacies in the Tuwaiq Mountain Formation have been recognized on the cores obtained from the five wells included in this study. Based on adetailed petrophysical characterization of the Tuwaiq Mountain Formation, the formation has been divided into threetiers possessing varying reservoir qualities. Of these tiers, the bottom Tier 1, which is composed of lime mudstone with excellent shale gas characteristics such as high total organic carbon (TOC) content up to 10%, low clay content (3-5%) and high porosity. The formation is also in the proper maturity window for hydrocarbon generation and relatively shallow; making it attractive for an economic unconventional shale gas play. Tier 2 and Tier 3 are also potential unconventional reservoirs but of less quality. A workflow for characterizing the Tuwaiq Mountain Formation as a potential unconventional liquid rich gas play has been established. This includes the development of a reservoir quality predictive model for acreage grading, sweet spot identification and fracturing stage selection. This methodical approach is applicable to the evaluation of any emerging unconventional play. In addition, new mud gas isotope logging (MGIL) methodology was tested and revealed important gas characterization potential enabling clear distinction between Middle and Upper Jurassic source rocks gases based on their isotopic signature. New methane carbon isotopic maturity correlation for the main Tuwaiq Mountain source rock has been calibrated and successfully tested:VitriniteReflectanceEquivalent(Vre)=0.069Xδ13C1+5.13-0.3. This finding has permitted accurate maturity assessments providing identification of the best sweet spots predicted for optimal Tuwaiq Mountain production potential. In addition, a detailed Basin Modeling work has been conducted to investigate the burial and thermal maturity evolution and hydrocarbon generation from the Tuwaiq Mountain Formation. Modeling results suggest that high temperature gradient areas of the basin requires higher basement heat flow input, which leads to satisfactory match between measured and predicted maturity, as well as measured versus predicted temperature at present day. This increase of basement heat flow in areas of higher temperature gradient is supported by the interpreted change in crustal composition (e.g., granitic basement) with higher radiogenic heat generation potential. The modeling results also suggest that TQMN source rocks started generating oil at about 100 Ma and they reached the peak oil generation at about 70 Ma, and at Present, they are at a wet gas generation window in warmer (≥28 °C/km) parts of the basin (the northern and eastern part of the Jafurah Sub-Basin). An integration of outputs from geoscience workflows with multidiscipline data such as microseismic and hydraulic fracturing modeling was conducted to characterize the Tuwaiq Mountain and to provide insights on drainage strategies. Completion optimization and field development scenarios for two possible development scenarios have been illustrated. Based on this research, it was realized that assuming improper fracture geometries, matrix permeability and reservoir drainage models has severe consequences on optimal and economic development of an unconventional field. To supplement planning of initial pilots for understanding completion design and well spacing, investigation of possible fracture half-length has been undertaken. Results from this effort suggest that fracture half-length ranges between 400 ft and 800 ft, which can be used as an initial consideration for field development planning.

Item Type:	Thesis (PhD)
Subjects:	Earth Sciences Petroleum
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Geosciences
Committee Advisor:	AlRamadan, Khalid A.
Committee Co-Advisor:	Al-Shaibani, Abdulaziz M.
Committee Members:	Abu-Khamsin, Sidiqi A. and Inan, Sedat and Kaminski, Michael A
Depositing User:	HAKAMI AHM MOHAMMED (g200804980)
Date Deposited:	23 Jan 2017 11:34
Last Modified:	31 Dec 2020 08:16
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/140211