Pórovitost a tlak pórů Odhad z dat vrtů třetihorního souvrství Khurmala, oblast Kurdistán/Irák

Aran SALAR HAMA SHAREEF

Bakalářská práce

Porosity and pore pressure Estimation from Well Log Data of Tertiary Khurmala Formation, Kurdistan Region/Iraq

Abstract:

The Tertiary Khurmala Formation is a lagoonal crystallized limestone, dolomite with interbeds of different clastic rocks. It also contains an occasional occurrence of gypsum and rare gastropods, miliolids, and algae in some beds. The formation comprised dolostone and dolomitic limestone with the intercalation of clay layers between the recognized beds. that can be considered a good reservoir unit in terms of porosity, whereas the shale contents reduced the reservoir quality of these units. The formation has variable thickness throughout the field, 99.8 m from the northeastern limb and 109 m in the southeastern plunge and it has a different thickness in another area. Pore pressure and reservoir compartmentalization will be studied to manage pressure changes in carbonate reservoirs during petroleum exploration. The Eaton method can be used to predict the pore pressure from sonic log data. The basic assumption is the interrelation between observed transit time from log reading and normal transit time that locates on the normal compaction trend (NCT). The bulk density can be determined from the sonic log and show matching with the bulk density derived from the density log to demonstrate that the sonic log can be used as a good alternative to obtain the bulk density and consequently to determine lithostatic pressure. Pore pressure depends upon changes in the overburden gradient and fluid content. Based on predicted pore pressure, the study reservoir compartment can be divided into pressure zones. Gamma-ray log, density, and neutron log are used to estimate porosity and lithology identification. Rock sample descriptions and microscopic studies of thin sections can also be used to validate each other and pores from log data. The study depends on fieldwork, microscopic studies, lab measuring porosity and permeability, and well-log analysis. Study methods are (Digitizing well log data, Identification of normal compaction trends, Determination of overburden pressure and pore pressure, Making and studying thin sections, and Measuring the porosity and permeability of rock samples). The gamma-ray log revealed that the volume of shale in the Khurmala Formation is 20%, and the neutron-density cross-plot showed that the reservoir consists mainly of limestone and dolomitic limestone. The porosity model showed that fair and good porosity and permeability are present in the lower part of the Early Tertiary formation, and the saturation model showed that the upper part of the formation has no evidence of hydrocarbon but good movable hydrocarbons are present. Pore pressure prediction and modeling based on sonic well-log showed that the formation pore pressure occurs after a depth of 1550m, and the normal compaction trend has increased toward more depth in the formation.

Abstract:

Terciérní khurmalské souvrství je lagunový krystalický vápenec, dolomit s vložkami různých klastických hornin. V některých záhonech se také vyskytuje občasný výskyt sádrovce a vzácných plžů, miliolidů a řas. Útvar tvořil dolostone a dolomitický vápenec s vsunutými jílovitými vrstvami mezi zjištěnými vrstvami. které lze považovat za dobrou nádrž z hlediska pórovitosti, zatímco obsah břidlice snižoval kvalitu nádrží těchto jednotek. Útvar má proměnlivou mocnost v celém poli, 99,8 m od severovýchodního okraje a 109 m v jihovýchodním ponoru a v jiné oblasti má různou mocnost. Pórový tlak a kompartmentalizace rezervoárů budou studovány za účelem řízení změn tlaku v karbonátových rezervoárech během průzkumu ropy. Metodu Eaton lze použít k predikci tlaku v pórech z dat zvukového záznamu. Základním předpokladem je vzájemný vztah mezi pozorovanou dobou průchodu z log čtení a normální dobou průchodu, která se nachází na trendu normálního zhutňování (NCT). Objemovou hustotu lze určit ze zvukového logaritmu a ukázat shodu s objemovou hustotou odvozenou z logaritmu hustoty, aby se prokázalo, že zvukový logaritmus lze použít jako dobrou alternativu k získání sypné hmotnosti a následně ke stanovení litostatického tlaku. Pórový tlak závisí na změnách gradientu nadloží a obsahu tekutiny. Na základě předpokládaného tlaku v pórech lze prostor studovaného zásobníku rozdělit na tlakové zóny. Gama-ray log, hustota a neutron log se používají k odhadu pórovitosti a litologické identifikaci. Popisy vzorků hornin a mikroskopické studie tenkých řezů lze také použít ke vzájemnému ověření a ověření pórů z log dat. Studie závisí na práci v terénu, mikroskopických studiích, laboratorním měření pórovitosti a propustnosti a analýze jamek. Metody studia jsou (Digitalizace těžebních dat, Identifikace trendů normálního zhutňování, Stanovení tlaku v nadloží a pórového tlaku, Zhotovování a studium tenkých řezů a Měření pórovitosti a propustnosti vzorků hornin). Záznam gama záření odhalil, že objem břidlice v khurmalském souvrství je 20 %, a křížový graf neutronové hustoty ukázal, že nádrž se skládá převážně z vápence a dolomitického vápence. Model pórovitosti ukázal, že ve spodní části raně třetihorní formace je přítomna dobrá a dobrá pórovitost a propustnost, a model nasycení ukázal, že horní část formace nemá žádný důkaz uhlovodíku, ale jsou přítomny dobře pohyblivé uhlovodíky. Predikce a modelování pórového tlaku na základě sonického logaritmu ukázaly, že k pórovému tlaku ve formaci dochází po hloubce 1550 m a normální trend zhutňování se zvyšuje směrem k větší hloubce formace.

Keywords

Pórovitost, Pórový tlak, Studna, Formace Khurmala

Jazyk práce: angličtina

Datum vytvoření / odevzdání či podání práce: 27. 2. 2023

Obhajoba závěrečné práce

• Vedoucí: prof. Mgr. Ondřej Bábek, Dr.

UNIVERZITA PALACKÉHO V OLOMOUCI

Přírodovědecká fakulta

Bakalářský studijní program / obor:
Petroleum Engineering / Petroleum Engineering