تعیین رخساره های مخزنی در سنگ های کربناته بر اساس منحنی های تزریق جیوه و انواع تخلخل در سازندهای دالان و کنگان، میدان گازی پارس جنوبی

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

چکیده

حرکت سیالات در سنگ مخزن تابع شبکه­ی منفذی در برگیرنده است. منحنی­های تزریق جیوه برای ارزیابی سنگ مخزن، تفـکیک سنگ­های با قابلیت مخزنی از انواع غیر مخزنی و تعیین ویژگی­های شبکه­ی منفذی (فضای بین دانه­ای و داخل دانه­ای و گلوگاه­ها) مورد استفاده قرار می­گیرند. این منحنی­ها به عنوان ابزاری برای برقراری ارتباط میان خصوصیات رسوبی و مخزنی سنگ (قابلیت هدایت سیالات در سنگ مخزن) مورد استفاده قرار می­گیرند. در این مطالعه برای برقراری ارتباط میان ویژگی­های رسوبی و مخزنی، منحنی­های فشار مویینه بر اساس خصوصیات مویینه رده­بندی شده­اند. پس از مشخص کردن شاخص­هایی از منحنی­های فشار مویینه که مبین خصوصیات شبکه­ی منفذی هستند رده­بندی آن­ها با استفاده از روش آنالیز خوشه­ای (MRGC) انجام شد. بدین ترتیب شش رخساره­ی منفذی در سنگ مخزن شناخته شده و سپس بافت رسوبی و نوع تخلخل اصلی در هر دسته با مطالعات پتروگرافی تعیین شده است. در گام آخر منحنی­های آب - هوا حاصل از آزمایش­های سانتریفیوژ، برای تعیین قابلیت عبوردهی سیالات در سنگ مخزن مطالعه و به طور جداگانه رده­بندی شده­اند. این رده­بندی بر اساس تغییرات فشار مویینه در مقادیر متفاوت از اشباع شدگی انجام شده است. با مقایسه­ی رخساره­های منفذی تعیین شده و منحنی­های فشار مویینه­ی هوا - آب اثر خصوصیات شبکه­ی منفذی بر رفتار آب اشباع شدگی در سنگ مخزن بررسی شده است. هماهنگی خصوصیات منحنی­های سانتریفیوژ با رخساره­های منفذی، نشان دهنده­ی اهمیت انواع تخلخل و ساختار شبکه­ی منفذی (به خصوص هندسه­ی گلوگاه­ها) در ویژگی­های مخزنی و رفتار اشباع شدگی سنگ مخزن است. این پژوهش نشان می­دهد تفاوت­ها در شرایط و نوع آزمایش­ها موجب اختلافاتی در نتایج می­شود اما خصوصیات مویینه به شدت تحت تأثیر ساختار شبکه­ی منفذی است. این روش برای مطالعات مخزنی و رده­بندی رخساره­های مخزنی قابل استفاده است و می­تواند در کاهش ناهماهنگی­های میان رخساره­های زمین­شناسی و خصوصیات جریانی سنگ در مخازن کربناته مفید باشد. در نتیجه، کیفیت سنگ مخزن و رفتار آب اشباع شدگی تابعی از ویژگی­های شبکه­ی منفذی هستند که خود به شدت تحت تأثیر تغییرات بافت رسوبی و عوارض دیاژنزی سنگ می­باشد.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Reservoir facies determination in carbonate rocks based on MICP curves and pore types in Dalan and Kangan formations, South Pars Gas field

نویسندگان [English]

  • H. Rahimpour-Bonab
  • E. Aliakbardoust
چکیده [English]

Fluid movement in the reservoir rock depends on the surrounding pore system. MICP curves are applied for the reservoir rock evaluation, distinction between reservoir and non-reservoir rocks and pore system (interparticle and intraparticle pore spaces and pore throats) characterization. The MICP curves are used as an instrument for making a connection between the depositional and reservoir (the ability of fluid conduction) properties. In this study, capillary pressure curves are classified based on the pore system characteristics in order to make a relationship between depositional and reservoir properties. The classification was performed first by determining some parameters from the MICP curves. Then the parameters were classified using cluster analysis (MRGC). As a result six pore facies are defined in the reservoir rock and then the depositional rock fabric and the main pore types are determined in each pore facies by petrographic analysis. Eventually, air-water capillary pressure curves from centrifuge tests were studied and then were classified separately in order to determine the ability of reservoir rock to fluid conduction. The classification was performed based on the variations in capillary pressure in different water saturations. The effect of pore system characteristics on fluid saturation behavior has been determined in reservoir rock by comparing the result of pore facies analysis and the air-water capillary pressure curves. The compatibility of the centrifuge curves with pore facies is indicative of the importance of the pore types and pore system structure (particularly pore throats) in reservoir rock properties and saturation behavior.  This research shows dissimilarities in the condition and types of test cause some differences in the results but capillary properties are affected strongly by the pore system. This method is applicable in reservoir studies and the classification of reservoir facies and it can be useful in decreasing the incompatibilities between geological facies and dynamic properties of the reservoir rock. In conclusion, pore system characteristics which is strongly affected by the variations in depositional fabric and diagenetic features, control the reservoir rock quality and fluid saturation behavior.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • pore
  • MICP curve
  • South Pars
  • Dalan Formation
  • Kangan formation