RESERVOIR HETEROGENEITY AND QUALITY ASSESSMENT OF LATE ORDOVICIAN PALEOVALLEYS, SARAH FORMATION, NW SAUDI ARABIA. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF MS Thesis_Mohammad Monirul Islam_g201706850.pdf - Submitted Version Restricted to Repository staff only until 9 May 2021. Download (10MB)

Arabic Abstract

2 ملخص الرسالة 3 الاسم بالكامل: محمد منير الإسلام عنوان الرسالة: تقييم عدم تجانس الخزان ونوعيته للباليوفيات الأرثوذكسية المتأخرة ، تشكيل ساره ، شمال غرب المملكة العربية السعودية التخصص: جيولوجيا تاريخ الدرجة العلمية: مارس 2020 4 يعتبر تكوين سارة أوردوفيسيان المتأخر أحد خزانات الغاز الرملية الضيقة المستهدفة في شبه الجزيرة العربية. يعد التوصيف الجيولوجي للمكمن هو المفتاح لفهم تعقيد الخزان الرملي الضيق من حيث عدم التجانس والجودة. تهدف هذه الدراسة إلى فهم التغايرية والجودة في المقاييس الكلية إلى المقاييس الدقيقة بناءً على نظائرها المتصاعدة من العصر الجليدي باليوفالي ، شمال غرب المملكة العربية السعودية. أجريت الدراسة عن طريق دمج الاستقصاءات الميدانية الرسوبية ، وصورة المقطع رقيقة ، حيود مسحوق الأشعة السينية (XRD) ، التقييم الكمي للمواد عن طريق المسح المجهري الإلكتروني (QEMSCAN) ، مضان الأشعة السينية (XRF) ، المجهر الإلكتروني الماسح (SEM) ، الرنين المغناطيسي النووي (NMR) ، والتحليل الإحصائي للمسامية والنفاذية. ركز الباحثون على عدم التغايرات الترسيبية والتلاية بعد الترسيب الذي ربما أثر على جودة الخزان. وكشفت النتوءات عن تغيرات معقدة في الجوانب الأفقية والرأسية مثل الاختلافات الصخرية والنسيجية والهيكلية. تتكون الأحجار الصخرية من حبيبات رملية دقيقة إلى خشنة للغاية ، ضعيفة إلى مرتبة بشكل معتدل ، ضخمة من الحجر الرملي وطبقات متداخلة وطبقية مع طبقة متكتلة وأقطار. تم تفسير تماثلية الخزان على أنها رواسب جليدية فلورية وتحت جليدية. تم تصنيف الأحجار الرملية إلى الكوارتز-أرنيت إلى شبه أركوز. يعتبر الكالونيت الذي يملأ المسام بكمية قليلة من مادة Fe ، وانضغاط الحبوب ، والاسمنت ، والنمو الزائد عوامل رئيسية للتحكم في تقليل جودة الخزان ، في حين أن حل الفلسبارات كعامل رئيسي لتحسين جودة الخزان. تتراوح المسامية المقيسة من 13.03٪ إلى 25٪ (المتوسط 17.06٪) بينما تتراوح النفاذية من 7.3 mD إلى 714.61mD (المتوسط 135.50 mD). أوضح التحليل الإحصائي أن معامل الاختلاف (CV) للنفاذية يتراوح من 0.53 إلى 0.84 ، ومعامل لورنتز من 0.227 إلى 0.293 ومعامل ديكسترا بارسونز من 0.456 إلى 0.577. يظهر تفسير هذه المعلمة خزانًا غير متجانس إلى غير متجانس للغاية ، مدعوم بتحليل على مقياس كلي إلى جزئي. كشف توزيع حجم المسام (PSD) ثلاثي الأضلاع ، ثنائي الأضلاع مع عدد قليل جدًا من التوزيع أحادي الأضلاع. كما قورنت هذه الدراسة بالدراسة السابقة عن النتوء في وسط جنوب الصحراء وتحت السطح في الربع الخالي. يمكن أن تساعد هذه الدراسة التناظرية المتتالية على تحديد والتنبؤ بالمخاطر تحت السطحية والسيناريو المعقد لهذا التكوين من خلال فهم التغايرات من النتوء إلى المقاييس المجهرية. الكلمات المفتاحية: سارة ، جليدية نهرية ، باليوفالي ، تغايرية ، جودة الخزان

English Abstract

ABSTRACT Full Name : Mohammad Monirul Islam Thesis Title : RESERVOIR HETEROGENEITY AND QUALITY ASSESSMENT OF LATE ORDOVICIAN PALEOVALLEYS, SARAH FORMATION, NW SAUDI ARABIA Major Field : Geology Date of Degree: March 2020 The Late Ordovician Sarah Formation is one of the targeted tight gas sand reservoirs in Arabian Peninsula. Reservoir geological characterization is the key to understanding complexity of tight sand reservoir in terms of heterogeneity and quality. This study is aimed at understanding the macro- to micro-scales reservoir heterogeneity and quality based on outcrop analogues from the glaciogenic Paleovalley, NW Saudi Arabia. The study was conducted by integrating sedimentological field investigations, thin-section petrography, X-ray powder diffraction(XRD), Quantitative Evaluation of Materials by Scanning Electron Microscopy (QEMSCAN), X-ray fluorescence (XRF), Scanning electron microscope (SEM), Nuclear magnetic resonance (NMR), and statistical analysis of porosity and permeability. Researchers focused on the depositional and post-depositional heterogeneities that might have impacted the reservoir quality. The outcrop revealed complex lateral and vertical facies changes as lithological, textural and structural variations. The lithofacies are composed of fine to very coarse grained, poorly to moderately sorted, massive, cross bedded and stratified sandstone with conglomeratic bed and diamictites. The reservoir analogue was interpreted as glaciofluvial and subglacial deposits. The sandstones were classified into quartz-arenite to sub-arkose. The pore filling kaolinite with low amount of Fe-material, the grain compaction, cementation, and overgrowth are main controlling factors for reducing the reservoir quality, while the feldspars dissolution as main factor for enhancing the reservoir quality. The measured porosity ranges from 13.03% to 25% (average 17.06 %) while permeability ranges from 7.3 mD to 714.61 mD (average 135.50 mD). The statistical analysis revealed that the coefficient of variation (CV) of the permeability ranges from 0.53 to 0.84, Lorentz coefficient from 0.227 to 0.293 and Dykstra Parsons coefficient from 0.456 to 0.577. Interpretation of these parameter show a heterogeneous to very heterogeneous reservoir, which is supported by micro- and macro-scale lithofacies analysis. The pore size distribution(PSD) revealed trimodal, bimodal with very few are unimodal distribution. This study also compared to the previous outcrop study in central SA and subsurface in Rub-Al-Khali. This outcrop analogue study could help to identify and predict subsurface risk and complex scenario of this formation by understanding heterogeneities from outcrop to microscopic scales. Keywords: Sarah, Glaciofluvial, Paleovalley, Heterogeneity, Reservoir Quality.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Earth Sciences
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Geosciences
Committee Advisor:	Makkawi, Mohammad H.
Committee Members:	Abdullatif, Osman M. and Kaka, SanLinn I.
Depositing User:	MOHAMMAD ISLAM (g201706850)
Date Deposited:	10 May 2020 11:27
Last Modified:	10 May 2020 11:27
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/141531