محیط رسوبی، دیاژنز و تکامل ویژگی های مخزنی سازند سروک در میدان نفتی سروستان، جنوب شرقی شیراز

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشکده زمین‌شناسی، دانشگاه تهران، تهران

2 کارشناس شرکت نفت مناطق مرکزی ایران

چکیده

بخش بالایی سازند سروک به سن سنومانین-‌تورونین سنگ مخزن اصلی میدان نفتی سروستان در استان فارس می‌باشد. سازند سروک در این میدان یک توالی کم عمق شونده به بالا را نشان می‌دهد. بررسی دقیق برش­های نازک در دو چاه پنج و شش این میدان نشان می‌دهد که این سازند از 12 میکروفاسیس تشکیل شده و دسته‌بندی این میکروفاسیس‌ها در چهار کمربند‌ رخساره‌ای رمپ درونی، رمپ میانی، رمپ خارجی و حوضه، حاکی از تشکیل این سازند در یک پلاتفرم کربناته از نوع رمپ هموکلینال است. شواهد پتروگرافی نشان می‌دهند که این رخساره‌ها تحت تأثیر محیط‌های دیاژنزی دریایی، جوی (ائوژنتیک و تلوژنتیک) و تدفینی قرار گرفته‌اند. انحلال جوی و شکستگی‌ها مهم‌ترین فرایند‌های افزاینده­ی کیفیت مخزنی و سیمانی شدن و تراکم مهم‌ترین فرایند‌های کاهنده کیفیت مخزنی هستند. ارزیابی تکامل مخزن نشان می‌دهد دیاژنز جوی در زمان رویداد ناپیوستگی‌های سنومانین-تورونین و تورونین میانی، تأثیر قابل­توجهی بر رخساره‌های پشته زیرآبی، ریف‌های تکه‌ای و واریزه‌های آن‌ها اعمال نموده و با ایجاد تخلخل‌های قالبی و حفره‌ای به ویژه در تورونین میانی سبب بهبود کیفیت مخزنی در این رخساره‌ها گردیده است.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Sedimentary environment, diagenesis and evolution of reservoir characteristics of the Sarvak Formation in the Sarvestan Oil Field, SE Shiraz

نویسندگان [English]

  • H. Rahimpour-Bonab 1
  • A. Jamalian 1
  • V. Tavakoli 1
  • R. Sarmadi 2
  • A.R. Yamini 2
چکیده [English]

The upper part of the Sarvak formation (Cenomanian–early Turonian) is the main reservoir rock in the Sarvestan oil field. The Sarvak formation showed a shallowing-upward sequence in this field. Detailed petrography on thin sections in two wells (SV#5 and SV#6) suggested that the Sarvak formation is composed of 12 microfacies that can be classified in four facies belts, including inner ramp, mid ramp, outer ramp, and basin. These facies indicated a homoclinal ramp-type carbonate platform at the time of deposition. According to petrographic evidence, the facies were influenced by marine, meteoric (eogenetic and telogenetic), and burial diagenesis. Meteoric dissolution and fracturing were the most important factors enhancing reservoir quality, while cementation and compaction reduced porosity and permeability. The evaluation of the reservoir development showed that meteoric digenesis during Cenomanian–Turonian and mid-Turonian times has had a significant influence on shoals, patch reefs, and their taluses, which created vuggy and moldic porosity and improved their reservoir quality, especially during the mid-Turonian.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Sarvestan
  • Sarvak
  • Reservoir characteristics
  • Cenomanian
  • Turonian