Characterization of Fluid Drainage Mechanism at Core and Pore Scales. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF STAMPED=Abubakar_Thesis Copy-Corrected-signed.pdf - Accepted Version Restricted to Repository staff only until 5 January 2021. Download (4MB)

Arabic Abstract

يتم استخدام منحنيات الضغط الشعري (Pc) ومؤشر المقاومة الكهربائية (RI) في العديد من تطبيقات هندسة المكامن. يمثل منحنى الضغط الشعري للصرف سيناريو حيث تحل مرحلة غير ترطيب مرحلة ترطيب مثل (i) أثناء حقن الغاز وتخزينه في خزانات مبللة بالمياه (ii) حقن الماء في خزان الزيت الرطب. منحنى الضغط الشعري هو مدخل حاسم لمحاكاة المكمن في التنبؤ بخصائص الخزان الديناميكي وتشبع السوائل في أعماق مختلفة. إن فهم بنية المسام وآلية الصرف داخل نظام المسام متعدد الوسائط أثناء التحليل البتروفيزيائي له أهمية قصوى لمهندسي الخزان. إن عدم تجانس خزانات الكربونات الناجم بشكل رئيسي عن أنظمة المسام متعددة الوسائط والاتصال المعقد يفسر صعوبة تطبيق المعادلات التقليدية لتدفق السوائل في الوسائط المسامية. لذلك ، يصبح من المتأصل دراسة وفهم آلية تصريف المسام في نظام المسام متعدد الوسائط من أجل الاسترداد الفعال لاحتياطيات الهيدروكربون وحقن الغاز وتخزينه وتعزيز تخطيط استعادة النفط (EOR). في هذه الدراسة ، نستخدم استخدام الرنين المغناطيسي النووي (NMR) للتحقيق في آلية الصرف وتأثير المعالجة بالسطح على آلية الصرف في أنظمة الصخور متعددة الوسائط وتقييم تأثير الفاعل بالسطح على مؤشر المقاومة ومنحنيات الضغط الشعري. قمنا بتطوير سير عمل يستخدم لسبر آلية الصرف في الصخور متعددة الوسائط ومساهمة نظام المسام المختلفة. تمكنا من تحطيم منحنى الضغط الشعري (Pc) إلى Pc للبكتيريا الكبيرة و Pc للبكتيريا الدقيقة. وجدنا أن نمط الصرف يرتبط بنسبة المسام الكلية والجزئية (هيمنة نوع المسام) ، ونفاذية الصخور ، وتوصيل المسام بالصخور. تم تحليل أنواع الصخور المختلفة ذات الخصائص البتروفيزيائية المختلفة في هذه الدراسة التي تغطي الكربونات والحجر الرملي والدولوميت.

English Abstract

Capillary pressure (Pc) and electrical resistivity index (RI) curves are used in many reservoir-engineering applications. Drainage capillary pressure curve represents a scenario where a non-wetting phase displaces a wetting phase such as (i) during gas injection and storage in water-wet reservoirs (ii) water injection into oil-wet reservoir. The capillary pressure curve is a crucial input for reservoir simulators in predicting dynamic reservoir properties and fluid saturation at various depths. The understanding of pore structure and drainage mechanism within a multimodal pore system during petrophysical analysis is of paramount importance to reservoir engineers. The heterogeneities of carbonate reservoirs caused mainly by multimodal pore systems and complex connectivity account for the difficulty in the applicability of conventional equations of fluid flow in porous media. Therefore, it become inherent to study and understand the pore drainage mechanism in a multimodal pore system for effective recovery of hydrocarbon reserves, gas injection and storage and enhance oil recovery (EOR) planning. In this study, we employ the use of nuclear magnetic resonance (NMR) to investigate the drainage mechanism and the effect of surfactant treatment on the drainage mechanism in multimodal rock systems and evaluate the effect of surfactant on resistivity index and capillary pressure curves. We developed a workflow used to probe the drainage mechanism in multimodal rocks and the contribution of the different pore system. We were able to breakdown the capillary pressure (Pc) curve into Pc for macropores and Pc for micropores. We found that the drainage pattern correlate with the ratio of macro and micro pores (pore type dominance), the rock permeability, and pore connectivity of the rock. Different rock types with varying petrophysical properties were analyzed in this study that cover carbonates, sandstones, and dolomites.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Petroleum Petroleum > Reservoir Characterization Petroleum > Rock and Fluid Properties
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Mohamed, A. Mahmoud
Committee Members:	Dhafer, Al Shehri A. and Shirish, Patil and Ammar, ElHusseiny
Depositing User:	ABUBAKAR ISAH (g201802900)
Date Deposited:	01 Jun 2020 11:04
Last Modified:	01 Jun 2020 11:04
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/141575