ارزيابي كيفيت مخزني سازند سروك در يكي ازميادين نفتي جنوب غرب ايران

پس از حفر چاه و اخذ نمودارهای پتروفیزیكی اولین و مهمترین مرحله برای توصیف مخزن، ارزیابی نمودارهایپتروفیزیكی است. در این مطالعه به منظور ارزیابی مخزن سروك با سن سنومانین -تورونین با ضخامتی بالغ بر 632 متربعنوان یكی از مهمترین مخازن هیدروكربوری درجنوب غربایران، داده های رقومی نمودارهای پترو فیزیكی همچوننوترون، چگالی، صوتی، گامای طیفی مربوط به یك حلقه چاهدر محیط نرم افزارژئولاگ بارگذاری شده پس از انجام تصحیحات لازم، به روش Multimin مورد ارزیابی واقع شد. بر اساس روند تغییرات نمودارهای خام و ارزیابی شده، مخزنسروك به شش زون تقسیم گردید. زونهای 1 و 6 خود بهترتیب به 3 و 2 زیر زون (1a, 1b, ic) و (6a, 6b) تقسیم شدند. برای هر زون پارامترهای مخزنی تخلخل، اشباع آب (بااستفاده از رابطه اندونزیا) و حجم شیل محاسبه شده و پس ازاعمال حدود برش برای پارامترهای مذكورضخامت زونتولیدی نفت مشخص شده است.براساس ارزیابی انجام شدهلیتولوژی غالب سازند سروك، آهكی و به میزان كمتردولومیت است. از دیدگاه مخزنی زیر زون 1b با ضخامت 13 متر، میانگین حجم شیل 1.3 درصد، تخلخل 14.3 درصد و میانگین اشباع آب 8.7 درصد، مناسبترین زون مخزنی محسوب می شود.

The first and important step in reservoir description is processing of the petrophysical well logs. Sarvak formation with the Cenomanian-Turonian age with a thickness of 632 m is one of the prolific carbonate reservoir in the South West Iran. In order to evaluate the Sarvak reservoir the digital well log data such as Neutron, Density, Sonic and spectral Gamma ray from one well has been loaded in Geolog software. Then,after environmental correction using the Multimin method was processed. Based on the electrofacies variation, Sarvak formation can be divided into 6 different zones. The zones 1 and 6 can be subdivided into 3 and 2 subzones respectively. The reservoir parameters, porosity, clay volume and water saturation (using Indonesian equation) obtained for each zone. Also, the net reservoir thickness calculated, applying the cut off values for reservoir parameters. The results reveal that the lithology of Sarvak formation mainly consists of limestone and subordinate dolomite. From reservoir quality point of view the subzone 1b with a thickness of 13 m, mean volume of shale 1.3%, porosity 14.3% and water saturation 8.7% is the best reservoir .zone