The Heterogeneity and statistical analysis of Porosity and Permeability in Jurassic Carbonates in Central of Saudi Arabia. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF Combine 30 December 2020.pdf Restricted to Repository staff only until 30 December 2021. Download (10MB)

Arabic Abstract

يعد متكون الجوراسي من أهم الصخور الهيدروكربونية في المملكة العربية السعودية. يحتوي على كل من صخور المكمن والمصدر والموارد غير التقليدية. الصخور الكلسية معقدة ولها أنواع مختلفة من المسامية. تم جمع العينات من جبال طويق بالرياض بوسط المملكة العربية السعودية. العينات تم جمعها من المتكونات الجوراسية: جبيلة، حنيفة، طويق، ضرماء ومراث. يهدف البحث إلى وصف عدم التجانس في المتكونات الجوراسية المختلفة باستخدام أدوات مختلفة. تم استخدام التصوير لوصف الخصائص المختلفة في التكوينات المختلفة. يتضمن التصوير الرقائق الميكروسكوبية، ومسح المجهر الإلكتروني السينية المسامية، انعكاس الأشعة السنية، المسامية والنفاذية. تم إجراء التحليل الإحصائي لمعامل التباين للمسامية ونتج بين 0.261 إلى 0.590 ويتراوح معامل التباين للنفاذية بين 1.202 إلى 2.271. كان الارتباط بين المسامية والنفاذية بين -0.154 إلى 0.507. يتراوح معامل ديكسترا بارسونز بين 0.650 إلى 0.990. يتراوح منحنى لورينز بين 0.292 و0.628. يتراوح مؤشر جودة المكمن بين 0.011 إلى 1.208. التكوينات لها أنواع مسامية مختلفة. أنواع المسامية تشمل مسامية الشقوق، التحلل. أيضا، تظهر النتائج تشكيلات عدم التجانس على أساس التحليل الذي تم تطبيقه. تعد نفاذية النسيج الصخري والبيئة الترسبية والتشوهات والمواد اللاحمة والضغط من أسباب عدم التجانس. عدم التجانس له علاقة مع جودة المكمن. لتكوينات لها أنواع مسامية مختلفة. تشمل أنواع المسامية: مسامية الشقوق، داخل الجسيمات، الانحلال وداخل البلورات. البيئة الترسيبية وتحول الرواسب هي العوامل الرئيسية التي تتحكم في عدم التجانس في المتكونات المختلفة. يبدو أن العديد من العوامل الرئيسية قد أثرت وتحكمت في توزيع عدم تجانس المسامية والنفاذية في التكوينات الجوراسية. وتشمل هذه السحنات والأنسجة الحجرية، والبيئات الترسيبية، والنشأة المتأخرة. قد يؤدي تكامل نتائج نتوء التكوين مع مكافئاتها تحت السطحية إلى تعزيز فهم وتنبؤ المسامية وتوزيع النفاذية وعدم التجانس

English Abstract

Jurassic carbonates are important targets for hydrocarbon reservoirs, source rocks, and unconventional resources in Saudi Arabia. However, carbonate reservoirs are usually complex and heterogeneous, owing to their intrinsic properties and sedimentological variability across different scales. In this study, the distributions of porosity and permeability in several Jurassic formations outcropping in Central Saudi Arabia were explored. Sedimentary lithofacies descriptions, optical petrography, Xray diffractom etry, scanning electron microscopy, porosity and permeability measurements, statistical analyses, DykstraParsons coefficients, and Lorenz coefficients were integrated to characterize different formations. The most common lithofacies included mudstones, wa ckestones, packstones, and grainstones. Locally, sandstone lithofacies were interbedded within the carbonates of the Marrat Formation. Various textural properties were indicative of deposition within a low from muddy highenergy carbonate ramp that ranged to sandy in granularity. The types of porosity varied and included intraparticle, moldic, dissolution, intercrystalline , and fracture. Heterogeneity analyses revealed that the porosity and permeability among the formations was heterogeneous to extremely he terogeneous. The coefficient of variation (CV) for porosity ranged between 0.261 and 0.590, and for permeability, CV = 1.2022.271. The correlation between the porosity and permeability ranged between 0.154 and 0.507, while the DykstraParsons coefficient ranged from 0.6500.990 and the Lorenz coefficients ranged between 0.292 and 0.628. The Reservoir Quality Index was between 0.011 and 1.208. Several main factors appear to have controlled the heterogenous distribution of porosity and permeability in the s tudied Jurassic formations, including their lithofacies, textures, depositional environments, and diagenetic histories. By integrating analyses of formation outcrops with their subsurface equivalents, our understanding of and ability to predict the distrib greatly improved. ution and heterogeneity of porosity and permeability may be xiii

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Earth Sciences
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Geosciences
Committee Advisor:	Abdulattif, Osman
Committee Co-Advisor:	Makkawi, Mohammad Houssain
Committee Members:	Abdulghani, Waleed M. R. and Babalola, Lameed Olabode and Elhusseiny, Ammar
Depositing User:	IBRAHIM AL-NUWAIS (g201308910)
Date Deposited:	04 Jan 2021 11:10
Last Modified:	04 Jan 2021 11:10
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/141781