ارزیابی ویژگی‌های مخزنی سازند سروک در میدان نفتی یادآوران بر اساس داده‌های پتروگرافی و پتروفیزیکی

نویسنده

استادیار گروه زمین‌شناسی، دانشگاه آزاد اسلامی، واحد استهبان، استهبان، ایران

چکیده

میدان یادآوران یکی از میادین نفتی ایران است که در فاصله ۱۳۰ کیلومتری باختر اهواز در نقطه صفر مرزی با عراق و در مجاورت تالاب هورالهویزه قرار گرفته و با میدان مجنون عراق، در مخزن نفتی مشترک است. مهم‌ترین مخزن این میدان، سازند سروک (آلبین بالایی-تورونین) به همراه سازند ایلام از گروه بنگستان دومین مخزن نفتی مهم حوضه زاگرس را پس از سازند آهکی آسماری تشکیل می‌دهند. به‌منظور ارزیابی ویژگی‌های مخزنی سازند سروک بر اساس داده‌های پتروفیزیکی و پتروگرافیکی در میدان نفتی یادآوران تعداد ۱ حلقه چاه انتخاب و مورد تجزیه‌وتحلیل قرار گرفت. بر اساس بررسی کراس پلات‌های انتخابی سنگ‌شناسی غالب سازند سروک با ضخامت ۶۴۰ متر در چاه مورد مطالعه سنگ‌آهک تعیین شد. بر اساس مطالعه ۵۰۰ برش­نازک تهیه شده از خرده‌های حفاری و مغزه‌ها تعداد ۱۰ ریزرخساره کربناته شناسایی گردید که در یک رمپ کربناته هم‌شیب رسوب‌گذاری شده‌اند. فرایندهای دیاژنزی عمده که بر روی سازند سروک تأثیرگذار بوده‌اند شامل نوشکلی، زیست‌آشفتگی، میکرایتی شدن، دولومیتی شدن، انحلال، سیمانی شدن، فشردگی، پیریتی شدن، هماتیتی شدن و شکستگی هستند. انواع اصلی تخلخل‌های شناسایی شده در سازند سروک به ترتیب شامل تخلخل حفره‌ای، درون‌دانه‌ای، بین‌دانه‌ای، قالبی و شکستگی‌های میکروسکوپی است که درصد تخلخل حفره‌ای از سایر تخلخل‌های شناسایی شده بیش­تر است. مجموع مطالعات پتروگرافیکی و پتروفیزیکی نشان داد که می‌توان مخزن سروک را در ناحیه مورد مطالعه به تعداد ۵ زون مخزنی اصلی و ۴ زیر زون مخزنی فرعی (در مجموع ۹) زون مخزنی تفکیک کرد که در میان زون‌های مخزنی معرفی شده تنها زون‌های اصلی ۲، زیر زون فرعی ۴-1، ۴-3 و تا حدی زیر زون فرعی ۵-2 کیفیت مخزنی مناسبی را دارا هستند. همچنین مطالعات پتروفیزیکی نشان داد که مجموعاً در کل ستبرا سازند مقادیر حجم شیل پایین (کمتر از ۵ درصد) است. نتایج محاسبات تخلخل کل نشان می‌دهد که زون ۲ بیش­ترین میانگین تخلخل مفید (۷/۷%) و زون ۴ با میانگین تخلخل مفید (۳/۷%) در رتبه بعدی قرار دارد. بیش­ترین میانگین اشباع آب محاسبه شده ۹۰ درصد و مربوط به زون ۵ و کمترین میانگین اشباع آب نیز مربوط به زون‌های ۲ و ۴ به ترتیب معادل %۴۱ و %۴۷ است. با توجه به میانگین پارامترهای مخزنی محاسبه شده در چاه مورد مطالعه زون‌های اصلی ۲ و ۴ به دلیل نسبت زون خالص به ناخالص (۵۷۶/۰) بالاتر، میانگین تخلخل بالاتر، میانگین اشباع آب کمتر و حجم شیل پایین‌تر پتانسیل مخزنی مطلوب‌تری نسبت به بخش‌های دیگر سازند سروک دارد.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Properties reservoirs assessment of Sarvak formation in Yadavaran oil field based on petrographical and petrophysical data

نویسنده [English]

  • R. Mirzaee Mahmoodabadi
چکیده [English]

Yadavaran oil field is one of the oil fields in Iran which located 130 km west of Ahwaz, at a zero point border with Iraq and in the vicinity of the Hural Hoveyzah wetland, and is located in the Iraqi Majnoon field in a joint oil reservoir. The most important reservoir of this field is the Sarvak Formation (Upper Albian- Turonian) from the Bangestan Group which, together with the Ilam Formation, forms the second major reservoir of Zagros Basin after the Asmari Formation. In order to evaluate the reservoir characteristics of the Sarvak Formation based on petrophysical and petrographical data in Yadavaran oilfield, one well was selected and analyzed. Based on the petrophysical cross plots, Sarvak Formation with the thickness of 640 meters is conformed of limestone. Based on the study of 500 thin sections of the cutting samples and cores, 10 carbonate microfacies were identified that were deposited in a carbonate ramp. Major diagenetic processes affecting the Sarvak Formation include neomorphism, bioturbation, micritization, dissolution, cementation, compaction, piritization, hematitization, and fractures. The main types of porosities identified in Sarvak Formation are vuggy porosity, intercrystaline, molding, and microscopic fractures, which have higher permeabilities than the other porosities detected. The sum of petrographic and petrophysical studies showed that the Sarvak reservoir can be divided into 5 main reservoir zones and 4 sub-reservoir zones (9 in total) in the study area. Zone number 2, sub-zone 4-1, 4-3, and some parts of sub-zone 5-2 have good reservoir quality. Studies also showed that the sections of this formation have a low amount of shale (less than 5%). Also, petrophysical studies showed that the total shale volume is low (less than 5%) in the total thickness of the formation. Total pore porosity results show that zone 2 has the highest useful porosity average (7.7%) and zone 4 is of a good porosity average (7.3%). The highest mean saturated water content belongs to zone 5 and is equal to 90%. The lowest mean saturation of water is also attributed to Sarvak 3 and Sarvak 4, 41% and 47% respectively. Considering the average reservoir parameters calculated in the studied well, main zones 2 and 4 due to their higher net-to-gross ratio (0.576), higher mean porosity, lower mean water saturation, and lower shale volume, these zones have more favorable reservoirs potential than other parts of Sarvak formation.
            

کلیدواژه‌ها [English]

  • Yadavaran oil field
  • Reservoiers properties
  • Petrophysic
  • Sarvak formation
حسینی، ک.، رضایی، پ.، و کاظم­شیرودی، س (۱۳۹۹) تحلیلی بر رخساره‌های الکتریکی، واحدهای جریانی و بررسی توان مخزنی سازند میشریف (سنومانین-تورونین) در میدان نفتی اسفند، خلیج‌فارس. مجله رسوب‌شناسی کاربردی، دوره ۸، شماره ۱۵، ص ۴۶ نا ۶۴.
حسینی، ک.، رضایی، پ.، و کاظم­شیرودی، س (۱۳۹۸) بررسی ارتباط ریز­رخساره‌ها، دیاژنز و کیفیت مخزنی سازند میشریف (سنومانین آغازی-تورونین) در میدان نفتی اسفند (سیری E)، شمال خاوری خلیج‌فارس، مجله پژوهش‌های چینه­نگاری و رسوب‌شناسی، شماره ۲، سال سی و پنجم، ص ۱۰۹-134.
خطیر، ر.، جهانی، د.، آل­علی، م.، و کهنسال قدیم­وند، ن (۱۴۰۰) رخساره‌ها، محیط­رسوبی، دیاژنز و کیفیت مخزنی سازند سروک در میدان نفتی دارخوین، جنوب­باختری ایران، نشریه رسوب‌شناسی کاربردی، دوره 9، شماره ۱۷. ص 172-187.
رحیم‌پوربناب، ح (۱۳۸۴) سنگ‌شناسی کربناته، ارتباط دیاژنز و تکامل تخلخل، انتشارات دانشگاه تهران، ۴۸۷ ص.
سبوحی، م.، رضایی، پ (۱۳۹۸) بررسی واحدهای جریانی هیدرولیکی، ریزرخساره­های مخزنی ناحیه پشته کربناتی نهشته‌های سازند کنگان (تریاس پیشین) و ارتباط آن با محیط رسوبی و دیاژنز، نشریه رسوب‌شناسی کاربردی، دوره ۷، شماره ۱۳، ص ۱۶۷-183.
سلیمانی، ب.، روانشاد، م. ص.، و لرکی، ا (۱۳۹۷) تأثیر تغییرات سنگ‌شناسی و پارامترهای پتروفیزیکی بر پتانسیل نفتی مخزن ایلام (کرتاسه بالایی) در میدان نفتی اهواز جنوب باختری ایران، فصلنامه علوم زمین، پاییز ۹۷، شماره ۱۰۹، ص ۱۲۱ تا ۱۳۲.
 شاهوردی، ن.، رحیم‌پوربناب، ح.، کمالی، م. ر.، و اسرافیلی دیزجی، ب (۱۳۹۴) محیط رسوبی، دیاژنز و کیفیت مخزنی بخش بالایی سازند سروک در خلیج‌فارس، فصلنامه علوم­زمین، سال بیست و پنجم، شماره ۹۸، ص ۵۵ تا ۶۶.
عالیشوندی، ز.، رحیم‌پوربناب، ح.، کدخدایی، ع. و آرین، م (۱۳۹۷) بررسی تأثیر محیط رسوبی و فرآیندهای دیاژنزی بر کیفیت مخزنی سازند سروک در چارچوب چینه­نگاری سکانسی، میدان نفتی کوپال، فصلنامه علوم­زمین، سال بیست و هفتم، شماره ۱۰۷، ص ۲۷۷ تا ۲۸۶.
 فرامرزی، س.، رحیم‌پوربناب، ح. و رنجبران، م (۱۳۹۶) کنترل رخساره‌ها و فرایندهای دیاژنزی بر کیفیت مخزنی سازند سروک در یکی از میدان‌های نفتی ناحیه دشت آبادان، جنوب باختر ایران، فصلنامه علوم­زمین، سال بیست و هفتم، شماره ۱۰۵، ص ۱۱۷ تا ۱۳۰.
محسنی، ح.، زیبرم جوانمرد، ر (۱۳۹۷) ریز­رخساره‌ها و محیط رسوبی سازند سروک در برش تنگ باولک و شاهنخچیر، شهرستان ملکشاهی (استان ایلام)، نشریه پژوهش‌های چینه­نگاری و رسوب‌شناسی، سال ۳۴، شماره ۲، ص ۴۳-68
مطیعی، ه (۱۳۷۲) زمین‌شناسی ایران، چینه‌شناسی زاگرس، انتشارات سازمان زمین‌شناسی و اکتشافات معدنی کشور، ۶۸۲ ص.
مطیعی، ه (۱۳۷۴) زمین‌شناسی نفت زاگرس ۱ و ۲، انتشارات سازمان زمین‌شناسی و اکتشافات معدنی کشور، ۱۰۲۴ ص.
هنرمند، ج.، کدخدایی­ایلخچی، ر.، اسعدی، ع.، ایمن­دوست، ع و خدایی، ن (۱۳۹۷) توزیع فرایندهای سیمانی شدن و انحلال در ارتباط با رخساره‌های رسوبی و سطوح ناپیوستگی سازند سروک در یکی از میادین هیدروکربنی جنوب باختری ایران، نشریه پژوهش نفت، شماره ۹۸، ص ۳۲ -46.
Alavi, M (2007) Structures of the Zagros Fold-Thrust Belt in Iran. American Journal of Science, 307: 1064-1095.
Alsharhan, A. S., and Kendall, C. G (1991) Cretaceous chronostratigraphy, unconformities and eustatic sea level change in sediments of Abu Dhabi. United Arab Emirates.
Bathurst, R. G. C (1975) Carbonate sediments and their diagenesis: New York, Elsevier, science pub. Co, 658 p.
Bernaus, J. M., Vanneau, A., Caus, E (2002) Carbonate platform sequence stratigraphy in a rapidly subsiding area: the late Barremian – Early Aptian of the Organya Basin, Spanish pyrinees, Sed. Geo., 159: 177-201.
Borai, A (1987) A new correlation for the cementation factor in low-porosity carbonates, J. SPE Formation Evaluation, 2 (4): 495.
Canfield, D. E (2004) The evolution of the Earth surface sulfur reservoir. American Journal of Science, 304 (10): 839-861.
Carozzi, A. V (1989) Carbonate rocks depositionalmodels: A microfacies approach. Prentice- Hall, New Jersey, 604 p.
Darling, T (2005) Well logging and formation evaluation. Gulf Professional Publishing, ISBN: 9780750678834, 336 P.130.
Dickson, J. A. D (1965) A modified staining technique for carbonate in thin section. Natures: 205-287p.
Dunham, R. J (1962) Classification of carbonate rocks according to depositional texture, in W. E. Ham, ed., Classifications of carbonate rocks—a symposium: AAPG Memoir, 1: 108–121.
Flügel, E (2010) Microfacies of Carbonate Rocks: Analysis Interpretation and Application, Springer-Verlag, Berlin, 976p

Jooybari, A., Rezaee, P (2017) Petrophysical Evaluation of the Sarvak Formation Based on Well Logs in Dezful Embayment, Zagros Fold Zone, South West of Iran. Engineering, Technology & Applied Science Research, 7 (1): 1358-1362.

Hajikazemi, E., Al-Aasm, I. S. and Coniglio, M (2010) Subaerialexpsoure and meteoric diagenesis of the Cenomanian-Turonian Upper Sarvak Formation, southwestern Iran, In: Leturmy, P., Robin, C. (Ed.), Tectonics and Stratgraphic Evolution of Zagros and Makran during the Mesozoic-Cenozoic. Geological Society, London, Special Publication, 330: 253-272.
Hearst, J. R., Nelson, P. H. and Paillet, F. L (2000) Well logging for physical properties, John Wiley & Sons, Ltd, Chilchester, 492P.
Heydari, A., Amini, N., Amini, H., Emami Niri, M., Zunino, A., Mejer Hansen, T (2020) Calibration of two rock-frame models using deterministic and probabilistic approaches: Application to a carbonate reservoir in south-west Iran. Journal of petroleum science and engineering, vol 192.
Hollis, C (2011) Diagenetic controls on reservoir properties of carbonate successions within the Albian–Turonian of the Arabian Plate. Petroleum Geoscience, 17 (3): 223-241.
Lucia, F. J (1999) Carbonate Reservoir Charactrization, New York, Springer – Verlag, 226 p.
Malekzadeh, H., Daraei, M., Bayet-Goll, A (2020) Field-scale reservoir zonation of the Albian–Turonian Sarvak Formation within the regional-scale geologic framework: A case from the Dezful Embayment, SW Iran, Marine and petroleum geology, 121 (10): 45-86.
Masoudi, P., Tochmechi, B., Bashari, A., Ansari Jafari, M (2012) Identifying productive zones of Sarvak Formation by integrating outputs of different classification methods. Journal of geophysics and engineering, 9: 1-9.
Mirzaee Mahmoodabadi, R (2017) The Assessment of microfacies and reservoir potential relationship (porosity and pore size) of the Sarvak Formation in SW Iran, Geosciences Journal, 22 (5): 793-805.
Mirzaee Mahmoodabadi, R (2020) Sequence stratigraphy of Albian–Campanian carbonate deposits (Sarvak and Ilam formations) in Shiraz area, Fars, SW Iran. Carbonates Evaporites, 35, 92.
Nabikhani, N., Moussavi-Harami, R., Mahboubi, A., Kadkhodaie, A., Yousefpour, M. R (2012) The Evaluation of Reservoir Quality of Sarvak Formation in One of Oil Fields of the Persian Gulf, Journal of Petroleum Science and Technology, 2 (1): 3-15.
Noorian, Y., Moussavi-Harami, R., Mahboubi, A., Abdollahi-Moussavi A. A (2017) Evaluation of reservoir characterization in the framework of electro-facies: a case study from the Bangestan reservoir in the Mansuri oilfield, SW Iran. Geosciences Journal, 21(5): 713-727.
Rahimpour–Bonab, H. Mehrabi, H., Navidtaleb, A. and Izadi-MAzidi, E (2012) Flow unit Distribution and Reservoir Modelling in Cretaceouse carbonates of the Sarvak Formation, Abteymour Oil Field, DezfulEmbayment, SW Iran. Journal of Petroleum Geology, 35 (3): 1 – 24.
Razin, P. Taati, F. and Van Buchem, F. S. P (2010) Sequence stratigraphy of CenomanianTuronian carbonate platform margins (Sarvak Formation) in the High Zagros, SW Iran: an outcrop reference model for the Arabian Plate. Geological Society of London, Special Publications, 329: 187-218.
Sadooni F. N (2005) The nature and origin of Upper Cretaceous basin-margin rudist buildups of the Mesopotamian Basin, southern Iraq, with consideration of possible hydrocarbon stratigraphic entrapment. Cretaceous Research, 26: 213-224
Shabani, M., Sadeghtabaghi, Z., Khoshsiar, Z (2020) Petrophysical Evaluation of Bangestan Group Formations in an Iranian Oil Field, Journal of Oil, Gas and Petrochemical Technology, 7 (1): 30-42.
Selley, R. E (2000) Applied Sedimentology. Academic press, pp.523.
Scholle, P. A. and Ulmer-Scholle, D. S (2003) A Color Guide to the Petrography of Carbonate Rocks: Grains, textures, porosity, diagenesi. The American Association of Petroleum Geologists, pp 470
Schoonen, M. A. A (2004) Mechanisms of sedimentary pyrite formation. In Amend J. P. Edwards K. J. Lyon T.W. (Eds.) Sulfur Biogeochemistry: Past and Present. Geological Society of America, Special Paper 379, Boulder, 117-134
Tiab, D., Donaldson, E. C (2004) Petrophysics: Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties. Amsterdam: Elsevier, 889 pp.
Tucker, M. E., Wright, V. P (1990) Carbonate sedimentology. Blackwell Scientific Publications, Oxford, 482 p
Wilson, J (1975) Carbonate facies in geological history. Springer, New York, p 471.