Understanding Fracture Growth and Geometry from Petrophysical and Stimulation Data through an Integrated Framework Guided by Microseismic Learnings from Unconventional Resources. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF (This is the final version of my thesis report, reviewed by my advisor, committee, and GDS.,) Final Thesis Report - Natheer Slais 201746990.pdf - Accepted Version Restricted to Repository staff only until 5 June 2027. Download (4MB)

Arabic Abstract

يهدف هذا البحث إلى تطوير فهم متكامل لنمو الشقوق الهيدروليكية و بنيتها الهندسية في الموارد الهيدروكربونية غير التقليدية من خلال دمج السجلات البتروفيزيائية، و بيانات التكسير أو التحفيز الهيدروليكي، و بيانات الرصد السيزمية. يعتمد هذا العمل على تحليل العلاقات الكمية بين هذه البيانات لتحسين توصيف الظروف التي تحت سطح الأرض و آليات بدء الشقوق و نموها و انتشارها، بما يدعم تحسين عمليات التشخيص المستقبلية و تقليل الاعتماد على التقنيات المكلفة. تعتمد منهجية الدراسة على إطار تحليلي متكامل يبدأ بتفسير السجلات البتروفيزيائية لتحديد التباينات الليثولوجية و توصيف الخصائص الميكانيكية للتكوين المرتبطة بسلوك التكسير الهايدروليكي. يلي ذلك تحليل تفصيلي لبيانات التحفيز على مستوى كل مرحلة أو منطقة لاستخلاص معلومات التكسير الأساسية، مع تطبيق عمليات تسوية منهجية لضمان اتساق النتائج و إتاحة المقارنة الموثوقة بين المراحل. كما يتم إجراء تفسير متقدم لبيانات الرصد السيزمي بهدف توصيف أنماط انتشار الكسور، و تحليل توزيع الأحداث، و تقييم درجة تعقيد شبكة الكسور الهايدروليكية. و في المرحلة النهائية، يتم الربط بين هذه المخرجات ضمن إطار تفسيري موحد قائم على تكامل البيانات، بما يتيح تفسير سلوك الكسور بشكل فيزيائي متسق و تطوير منهجية عامة قابلة للتطبيق على مكامن غير تقليدية مشابهة لدعم تحسين تصميم عمليات التكسير المستقبلية و تقييمها. تُبيّن نتائج الدراسة وجود ثلاث آليات أساسية تتحكم في سلوك الكسور بما يتجاوز التفسيرات التقليدية. أولًا، يتضح أن تموضع المسار الأفقي للبئر ضمن طبقات أعلى كثافة و أكثر صلابة ميكانيكية يؤثر بشكل مباشر على كفاءة الإكمال في المنطقة القريبة من البئر، مما ينعكس في زيادة الفقد الاحتكاكي و ارتفاع مقاومة فتح الثقوب، و بالتالي إحداث تغيرات جوهرية تنعكس على قيمة ضغط الإغلاق الفوري للبئر و الشكل الهندسي للكسور المتكوّنة. و في هذه الحالة، يميل نمو الكسور إلى الامتداد الطولي بدلًا من الانتشار الجانبي، مما يحد من كفاءة الاتصال بالمكمن و كفاءة عملية التحفيز. ثانيًا، تُظهر النتائج أن التداخل و التواصل بين الكسور في مراحل و مناطق مختلفة من عملية التكسير الهيدروليكي يمثلان آلية مسيطرة على استجابة التحفيز، حيث لا يمكن تفسير السلوك بالاعتماد على تأثيرات ظل الإجهاد فقط، بل يتطلب إدراج مكوّن إضافي يعكس أثر التواصل مع شبكات الكسر الهايدروليكية المتشكّلة مسبقًا، وهو ما يؤدي إلى تكرار هندسي في مناطق التحفيز و انخفاض كفاءة استغلال الحجم المحفّز من المكمن. ثالثًا، تشير النتائج إلى إمكانية تنشيط كسور أفقية أو كسور ذات شكل T في ظل ظروف الإجهاد السائدة، إلا أن نتائج المتتبعات الكيميائية تؤكد أن شبكات الكسر الهايدروليكية المعقدة تحقق أداءً متفوقًا مقارنة بالكسور ذات الشكل T، سواء من حيث فعالية الاتصال بالمكمن أو المساهمة الفعلية في الإنتاج. تكمن حداثة هذا العمل في اعتماده على نهج تكاملي بسيط قائم على بيانات متاحة غالبًا ما يتم إغفالها، لبناء إطار فعّال لتوصيف سلوك الشقوق و دعم تحسين تصميم عمليات التحفيز المستقبيلة في الموارد غير التقليدية.

English Abstract

The objective of this study is to develop a comprehensive understanding of hydraulic fracture (HF) growth and geometry in unconventional hydrocarbon resources (UHR) by integrating multiple data sources: petrophysical logs, stimulation data, and microseismic (MS) events. By quantifying the relationships among these datasets, the study aims to enhance the perception of subsurface conditions as well as fracture initiation, growth, and propagation. In turn, this knowledge can support the optimization of future diagnostic operations by reducing unnecessary activities. Ultimately, the research seeks to demonstrate that readily available raw data can serve as an effective diagnostic tool, offering valuable insights for future optimization and potentially displacing more expensive diagnostic techniques. The workflow of this study begins with the evaluation of petrophysical logs to validate the characteristics of the formation. This analysis enables the identification of lithological variations and the assessment of key petrophysical properties that mainly influence the completion parameters around the wellbore. Following this, stimulation raw data is collected and analyzed on a stage-by-stage basis to extract key fracturing parameters, with certain parameters normalized as necessary to ensure consistency and allow reliable comparisons between stages. MS data are then interpreted to investigate far-field fracture propagation patterns, event distributions, and the overall complexity of the fracture network, with the observed responses cross-checked against stimulation and petrophysical data to enhance the understanding of fracture geometry and behavior. Finally, the results from these analyses are integrated to develop a unified framework for interpreting fracture behavior, which forms the basis for a generalized methodology that can be applied to other wells in similar unconventional basin to support improved fracture design, evaluation, and optimization practices. The results identify three dominant mechanisms controlling fracture behavior beyond conventional interpretations. First, lateral landing within denser and mechanically stronger intervals significantly influences near-wellbore (NWB) completion efficiency, resulting in increased NWB friction and corresponding changes in ISIP and fracture geometry. Under these conditions, fracture growth becomes preferentially longitudinal rather than laterally distributed, reducing effective reservoir contact. Second, fracture corridor overlap and stage-to-stage communication are identified as critical drivers of stimulation response. The findings demonstrate that fracture behavior cannot be explained solely by stress-shadow effects; instead, an additional communication-related term is required to capture interactions with previously generated fracture networks, leading to geometric redundancy and inefficiently stimulated reservoir volume (SRV). Third, the results indicate the potential activation of horizontal or T-shaped fractures under the prevailing stress conditions. However, tracer analysis confirms that complex fracture networks outperform T-shaped geometries in both reservoir contact and production contribution. The novelty of this work lies in its holistic approach towards investigating the relationship among three key data sources for understanding fracture initiation and behavior in unconventional resources. The novelty extends to its simplicity and comprehensiveness by capitalizing on often-overlooked existing datasets to establish data-driven relationships that can effectively characterize fracture geometry and explain variations in fracture parameters behavior.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Earth Sciences Research Research > Petroleum Mechanical Petroleum Petroleum > Reservoir Characterization Petroleum > Well Testing Petroleum > Well Logging Petroleum > Well Completion and Stimulation Petroleum > Rock and Fluid Properties
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Thesis Advisor:	Sulaiman Al-arifi,
Thesis Committee Members:	Mustafa Al-ramadan, Ahmed Ibrahim,
Depositing User:	NATHEER SLAIS
Date Deposited:	07 Jun 2026 05:25
Last Modified:	07 Jun 2026 05:25
URI:	https://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/144514