SYSTEMATIC INVESTIGATION OF DRILLING FLUID IMPACT ON NMR INTERPRETATION FOR FORMATION EVALUATION. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF (Msc. Thesis) Akomolafe_Fauzan_O.Thesis.pdf - Accepted Version Restricted to Repository staff only until 29 December 2025. Download (3MB)

Arabic Abstract

غزو المرشح الطيني إلى المتكون أثناء الحفر يغير خواص المنطقة القريبة من البئر، مما قد يؤثر على قياسات تسجيل الآبار. يمكن أن يؤدي هذا الغزو إلى عدم دقة في تقييم المعلمات الرئيسية للخزان مثل المسامية والنفاذية والتشبع بالسوائل، مما يؤدي إلى تقييمات غير موثوق بها لخصائص الخزان وتدفق المتكون. بالنظر إلى عمق التحقيق الضحل المرتبط بتسجيل الرنين المغناطيسي النووي (NMR)، فإن طيف وقت الاسترخاء المستعرض (T2) يكون عرضة بشكل خاص لتأثيرات هذا الغزو. تهدف هذه الدراسة إلى استكشاف كيفية تأثير خواص الاسترخاء الكلي لسائل الحفر وإجراءات التجربة أثناء تجارب الترشيح على استجابات استرخاء T2 NMR داخل المنطقة القريبة من البئر. قمنا بتغيير ثلاثة عوامل تتحكم في الاسترخاء الكلي لسائل الحفر بشكل منهجي: 1) تركيزات بوليمر XC، 2) تركيزات البيرلايت، و 3) تركيزات الهيماتيت في سائل الحفر. تم إجراء قياسات NMR على عينات من الحجر الجيري شديدة النفاذية والضيقة قبل وبعد تجارب غزو المرشح الطيني لتقييم كيفية تأثير خواص الصخر المضيف على استجابة T2. على عكس العديد من الدراسات التي تستخدم ورق ترشيح قياسي لتجارب الترشيح، استخدمنا نهجًا مختبريًا أكثر تمثيلاً باستخدام الصخر نفسه كمرشح. تم ذلك لمحاكاة الظروف الفعلية للمخزن بشكل أفضل. توضح النتائج أن الاسترخاء الكلي لسائل الحفر يؤثر بشكل كبير على قيم T2 NMR وتوزيعها، خاصة في المناطق الغزو. تقلل الإضافات مثل بوليمر XC والبنطونيت والهيماتيت والباريت قيم T2 الكلية لسائل الحفر، مما يقلل بدوره القيم الإجمالية T2 في الصخر المغزو، خاصة في المسام الكبيرة. يرجع التأثير الواضح في المسام الكبيرة إلى حساسيتهم العالية لتأثيرات الاسترخاء الكلي مقارنة بالمسام الصغيرة. علاوة على ذلك، تكشف الدراسة أن الصخور ذات الأحجام المسامية الأكبر تظهر تغيرات أكثر جوهرية في قيم T2، بينما تظهر الصخور الأكثر إحكامًا، حيث تهيمن آليات الاسترخاء السطحي، تغيرات طفيفة. أدى استخدام الصخر كمرشح في الإعداد التجريبي إلى محاكاة أكثر واقعية لاستجابة الخزان للغزو السيالي، مما أدى إلى نتائج تعكس بشكل أكثر دقة سيناريوهات الحقل مقارنة باستخدام ورق الترشيح. بشكل عام، تسلط هذه الدراسة الضوء على أهمية مراعاة الاسترخاء الكلي لسائل الحفر عند تفسير استجابات T2 NMR. إنه يشير إلى أن قياس خواص الاسترخاء الكلي T2 لسوائل الحفر أمر ضروري لتقييمات الحجم المسامي والنفوذية الموثوقة المستندة إلى NMR. بالإضافة إلى ذلك، يمكن أن يحسن استخدام أنظمة الترشيح التي تحاكي الظروف الميدانية بشكل وثيق دقة التجارب المختبرية، مما يوفر رؤى أفضل لتقييم التكوين.

English Abstract

The invasion of mud filtrate into the formation during drilling alters the near-wellbore properties, potentially affecting well logging measurements. This invasion can lead to inaccuracies in the evaluation of key reservoir parameters such as porosity, permeability, and fluid saturation, resulting in unreliable assessments of the formation's storage and flow characteristics. Given the shallow depth of investigation associated with nuclear magnetic resonance (NMR) logging, the transverse relaxation time (T2) spectrum is particularly vulnerable to the effects of this invasion. This study aims to explore how the bulk relaxation properties of drilling fluid and also experimental procedure during filtration experiments influence NMR T2 relaxometry responses within the near-wellbore region. To begin, we systematically varied three factors that control the drilling fluid's bulk relaxation: 1) concentrations of XC polymer, 2) concentrations of perlite, and 3) concentrations of hematite in the drilling fluid. NMR measurements were performed on both highly permeable and tight limestone samples before and after mud filtrate invasion experiments to assess how the host rock properties influence the T2 response. The results demonstrate that drilling fluid bulk relaxation significantly affects the NMR T2 values and their distribution, particularly in invaded zones. Additives such as XC polymer, bentonite, hematite, and barite decrease the T2 bulk values of the drilling fluid, which subsequently reduces the overall T2 values in the invaded rock, especially in macropores. The pronounced impact in macropores is due to their higher sensitivity to bulk relaxation effects compared to micropores. Moreover, the study reveals that rocks with larger pore sizes exhibit more substantial changes in T2 values, while tighter rocks, where surface relaxation mechanisms dominate, show minimal changes. Lastly, we validated our experimental procedure of using rock as a filter during the filtration experiment against the common practice in the literature, where a standard filter paper is used instead. The results show that our experimental procedure provided a more realistic simulation of the reservoir's response to fluid invasion, leading to outcomes that more accurately reflect field scenarios. Overall, this study highlights the importance of accounting for drilling fluid bulk relaxation when interpreting NMR T2 responses. It suggests that measuring the T2 bulk relaxation properties of drilling fluids is essential for reliable NMR-based pore size and permeability evaluations. Additionally, employing filtration systems that closely mimic field conditions can significantly improve the accuracy of laboratory experiments, providing better insights into formation evaluation.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Earth Sciences
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Geosciences
Committee Advisor:	ElHusseiny, Ammar
Committee Members:	Soupios, Panteleimon and Adebayo, Abdulrauf
Depositing User:	FAUZAN AKOMOLAFE (g202216580)
Date Deposited:	29 Dec 2024 06:44
Last Modified:	29 Dec 2024 06:44
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/143184