بررسی کیفیت مخزنی سازند داریان در میدان پارس جنوبی بر اساس مطالعه واحدهای جریانی هیدرولیکی و گونه های سنگی و ارتباط آن با ویژگی های بافتی و دیاژنتیکی رخساره های رسوبی

رخساره‌های رسوبی

مقاله 6، دوره 10، شماره 2، اسفند 1396، صفحه 273-290   

نوع مقاله: مقالات پژوهشی

شناسه دیجیتال (DOI): 10.22067/sed.facies.v10i2.57407

نویسندگان

محمدرضا رحمانی¹؛ سید رضا موسوی حرمی^{* 2}؛ مهران آرین¹

¹دانشگاه آزاد اسلامی- واحد علوم و تحقیقات، تهران، ایران

²دانشگاه فردوسی مشهد

چکیده

در این مقاله کیفیت مخزنی سازند داریان که یکی از مخازن نفتی میدان پارس جنوبی است با مطالعه واحدهای جریانی هیدرولیکی و گونه های سنگی مخزن که از بررسی داده های تخلخل و تراوایی سه چاه SPO-1 ، SPO-2 و SPO-3 از این میدان حاصل شده و همچنین بررسی ویژگی های بافتی و دیاژنتیکی رخساره ها که حاصل مطالعه بر روی مقاطع نازک این چاه ها بوده مورد بحث قرار گرفته است. بر اساس شاخص زون جریانی (FZI)، تعداد 6 واحد جریانی هیدرولیکی (HFU) برای رخساره های مخزن بدست آمد. این واحدهای جریانی هیدرولیکی عبارتند از HFU-A، HFU-B، HFU-C، HFU-D، HFU-E و HFU-F. در یک مقایسه کلی بین واحدهای جریانی هیدرولیکی تفکیک شده در مخزن، این واحدها به چهار دسته واحدهای جریانی با کیفیت مخزنی بسیار پایین (HFU-A و HFU-B)، پایین (HFU-C) ، متوسط (HFU-D) و بالا (HFU-E و HFU-F) تقسیم می شوند که ارتباط خوبی با ویژگی های بافتی و دیاژنتیکی رخساره ها نشان می دهند. همچنین، بر اساس مطالعات انجام شده، 4 گونه سنگی تعیین گردید. گونه سنگی1 عمدتا" در برگیرنده واحدهای جریانی با کیفیت مخزنی بسیار پایین و پایین است (B, C) و واحدهای جریانی متوسط (D) و بالا ( EوF) سهم کمتری در آن دارند. گونه سنگی2 از لحاظ ویژگی های مخزنی تا حدودی شبیه به گونه سنگی 1 است با این تفاوت که درصد واحدهای جریانی متوسط (D) و بالا (E) در این گونه سنگی نسبت به گونه سنگی 1 مقداری بیشتر و درصد واحدهای جریانی بسیار پایین و پایین مقداری کمتر است. گونه سنگی3 بیشتر با واحدهای جریانی بالا (E و F) و به مقدار کمتر با واحد جریانی متوسط (D) در ارتباط است. گونه سنگی4 نیز تنها با واحد جریانی بالا (F) در ارتباط است.

کلیدواژه‌ها

میدان پارس جنوبی؛ سازند داریان؛ کیفیت مخزنی؛ واحدهای جریانی هیدرولیکی؛ گونه سنگی

مراجع

Abbaszadeh, M., Fujii, H., & Fujimoto, F., 1996. Permeability prediction by hydraulic flow units - theory and applications. Society of Petroleum Engineers (SPE) Formation Evaluation, 11: 263-271.

Aggoun, R.C., Tiab, T., & Owayed, J.F., 2006. Characterization of flow units in shaly sand reservoirs Hassi R’Mel Oil Rim, Algeria. Journal of Petroleum Science and Engineering, 50: 211-226.

Amabeoku, M.O., Kersey, D.G., BinNasser, R.H., Al-Belowi, A.R., 2006. Relative permeability coupled saturation-height models based on hydraulic (flow) units in a gas field. Society of Petroleum Engineers (SPE) Reservoir Evaluation & Engineering, 11: 1013-1028.

Amaefule, J.O., Altunbay, M., Tiab, D., Kersey, D.G., & Keelan, D.K., 1993. Enhanced reservoir description: using core and log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in uncored intervals/wells. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers. Paper 26436: 1–16.

Archie, G.E., 1950. Introduction to petrophysics of reservoir rocks. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 34: 943 – 961.

Desouky, S.E.M., 2004. Predicting permeability in un-cored intervals/wells using the hydraulic flow unit approach. Nafta, 55: 245-250.

Dunham, R.J., 1962. Classification of carbonate rocks according to depositional texture. In: Ham, W.E. (ed.), Classification of carbonate rocks. American Association of Petroleum Geologist Memoir, 1: 108-121.

Flugel, E., 2010. Microfacies of Carbonate Rocks, Analysis, Interpretation and Application. second edition, Springer-Verlag, Berlin, 1006 P.

Kadkhodaie-Ilkhchi A., & Amini, A., 2009. A fuzzy logic approach to estimating hydraulic flow units from well log data: A case study from the Ahvaz oilfield, south Iran. Journal of Petroleum Geology, 32 (1): 67-78.

Kadkhodaie-Ilkhchi, R., Rezaee, M.R., Moussavi-Harami, R., & Kadkhodaie-Ilkhchi, A., 2013. Analysis of the reservoir electrofacies in the framework of hydraulic flow units in the Whicher Range Field, Perth Basin, Western Australia. Journal of Petroleum Science and Engineering, 111: 106-120.

Perez, H.H., Datta-Gupta, A., & Mishra, S., 2005. The role of electrofacies, lithofacies, and hydraulic flow units in permeability predictions from Well Logs: a comparative analysis using classification trees. In: Society of Petroleum Engineers (SPE) Reservoir Evaluation and Engineering. Society of Petroleum Engineers (SPE) Annual Conference and Exhibition, Denver, Paper 84301: 143–155.

Prasad, M., 2003. Velocity-permeability relations within hydraulic units. Geophysics, 68: 108-117.

Rushing, J.A., Newsham, K.E., & Blasingame, T.A., 2008. Rock Typing-Keys to Understanding Productivity in Tight Gas Sands. Society of Petroleum Engineers (SPE) Annual Conference and Exhibition, Colorado, Paper 114164.

Serra, O., 1986. Fundamentals of Well Log Interpretation: 2. The Interpretation of Logging Data. Elsevier, Amsterdam. 1-684.

Tucker, K.E., Harris, P.M., & Nolen- Hoeksema, R.C., 1998. Geologic investigation of cross-well seismic response in a carbonate reservoir, Mcelroy field, west Texas, American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 82: 1463-1503.