EVALUATION OF ROCK TORTOUSITY USING PULSED FIELD GRADIENT NMR

EVALUATION OF ROCK TORTOUSITY USING PULSED FIELD GRADIENT NMR. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

[img] PDF
Completed MS Thesis.pdf
Restricted to Repository staff only until 24 December 2020.

Download (4MB)

Arabic Abstract

التعرج هو معلمة تحدد درجة جاذبية القنوات في مصفوفة المسام. بشكل عام ، يتم تقدير كمية السلحاة من خلال قياس تأثير التثبيط للمصفوفة المسامية على ظواهر النقل المختلفة. يعتبر أحد العوامل الرئيسية في توصيف البنية المجهرية المعقدة للوسائط المسامية وله تأثيرات كبيرة على خواص النقل العيانية التي تتميز بمعلمات مثل النفاذية والمقاومة الكهربائية والانتشار. هناك أربعة أنواع من التقديرات المستخدمة على نطاق واسع لتقدير التعرج بناءً على بعض التعاريف: التعاريف الهندسية ، والهيدروليكية ، والكهربائية ، والانتشارية. ومع ذلك ، فإن العلاقات بين هذه السلحفاة لا تزال غير واضحة بسبب عدم وجود مقارنة مباشرة على نفس الوسائط التي يسهل اختراقها. في هذه الدراسة ، استخدمنا تقنيات مختلفة لقياس التعرج على نفس الوسائط التي يسهل اختراقها: (1) التصوير المقطعي المحوسب ثلاثي الأبعاد (2) قياسات المقاومة لأربعة أقطاب (3) التدرج النبضي ، المجال PFG NMR. بالإضافة إلى ذلك ، تمت دراسة كل من المقابس الصخرية الأساسية من الحجر الرملي والكربوني بمعلمات بتروفيزيائية مختلفة لتغطية مجموعة واسعة من الفجوات في مفهوم التعرج. أظهرت النتائج أن الغرابة تتناسب عكسيا مع النفاذية. التفسير المعقول هو أن النفاذية العالية تؤدي إلى تلاشي تدفق السوائل مما يعني أن مسارها كان أقل تقييدًا (انخفاض التورتو) مقارنة بالنفاذية المنخفضة مما يؤدي إلى تقييد تدفق السوائل (التورتو العالي). تم استخدام Micro CT لإنشاء نموذج شبكة مسام ثلاثي الأبعاد لتصور أحجام المسام وتوزيع أحجام المسام بشكل أفضل وهو مماثل للنتيجة الناتجة عن توزيع الاسترخاء T2. تظهر عينات الكربونات بنية مسام غير متجانسة مقارنة بعينات الحجر الرملي. على الرغم من أن قيم النفاذية كانت قابلة للمقارنة ، إلا أن سلوك التعرج لعينات الكربونات والحجر الرملي كان مختلفًا عند رسم تعاريف مختلفة للتعرج ضد بعضها البعض. يمكن أن تكون أحجام المسام المختلفة وتوزيع حجم المسام تفسيراً معقولاً للسلوك المختلف.

English Abstract

Tortuosity is a parameter that quantifies the degree of sinuosity of the channels within a pore matrix. In general, tortuosity is quantified by measuring the retarding effect of the porous matrix on various transport phenomena. It is considered as one of the key factors in characterizing the heterogonous structure of porous media and has significant implications for macroscopic transport flow properties characterized by parameters such as permeability, electrical resistivity and diffusivity. There are four widely-used types of tortuosity estimation based on some definitions: geometric, hydraulic, electric, and diffusive definitions. Nonetheless, relationships between these tortuosities remain unclear due to the lack of direct comparison on the same porous media. In this study, we used different techniques to quantify tortuosity on the same porous media: (1) Micro CT 3D imaging (2) Four-Electrodes resistivity measurements (3) Pulsed-Field Gradient PFG NMR. In addition, both sandstone and carbonate rock core plugs with different petrophysical parameters were studied to cover a wide range of the gaps in tortuosity concept. Results showed that tortuosity is inversely proportional with the permeability. A reasonable explanation is that higher permeability luxuries the flow of fluids meaning that its path was less restricted (low tortuosity) as compared to low permeability which results in restricting the fluid flow (high tortuosity). Micro CT was used to build 3D pore network model to better visualize the pore sizes and pore size distribution which is comparable to the result from T2 relaxation distribution. Carbonate samples demonstrate heterogenous pore structure as compared to sandstone samples. Although permeability values were comparable, tortuosity behavior for carbonate and sandstone samples was different when plotting different tortuosity definitions against each other. Different pore sizes and pore size distribution could be a reasonable explanation of the different behavior.

Item Type: Thesis (Masters)
Subjects: Petroleum > Reservoir Characterization
Petroleum > Well Logging
Petroleum > Rock and Fluid Properties
Divisions: College Of Engineering Sciences > Petroleum Engineering Dept
Committee Advisor: Mahmoud, Mohamed
Committee Members: elkatatny, salaheldin and alshehri, dhafer and johns, michael
Depositing User: MAHMOUD ELSAYED (g201267120)
Date Deposited: 24 Dec 2019 15:11
Last Modified: 24 Dec 2019 15:14
URI: http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/141370