مطالعه سيستماتيك شكستگي هاي مخزن بنگستان با استفاده از نتايج نمودارهاي تصويرگر و ساير داده هاي پتروفيزيكي در يكي از ميادين جنوب غرب ايران

در مطالعه ساختمان هاى نفتى، مطالعه شكستگی های سنگ مخزن در مراحل تولید و توسعه میدان بسیار مهم و ضروری است. به كارگیری نرم افزارهاى مخزنى در تحقق این مسئله به زمین شناسان نفتی كمك شایانی می نماید. هدف از این تحقیق، بررسی سیستماتیك شكستگی های مخزن بنگستان یكی از میادین جنوب غرب و نحوه گسترش این شكستگی ها درمخزن مذكور با استفاده از تحلیل نمودارهای تصویرگر و سایر داده های پتروفیزیكی مانند مغزه ها و هرزروی گل و تأثیر اینشكستگی ها بر تخلخل و تراوایی مخزن می باشد. نتایج حاصل از این تحقیق نشان می دهد كه به طور كلی تولید در مخزنآسماری این میدان، تلفیقی از شكستگی ها و ماتریكس سنگ است. در این مخزن شكستگی ها و زون های متخلخل تأثیرفراوانی بر خصوصیات سنگ مخزن داشته اند. درمجموع براساس منشا زایشی شكستگی ها (Systemic Frac) 7دسته شكستگی مشخص گردیده كه مهمترین آنها دسته شكستگی های شمال 56 و شمال 90 و شمال 314 و شمال 125 درجهمی باشد. دسته شكستگی های شمال 314 و شمال 56 , شمال 90 (شرقی- غربی) بیشترین تراكم شكستگی ها موجوددرمخزن بنگستان میدان را دارندكه بیشتردر زونهای E1 و F1,E2 دیده شده اند وجزء دسته شكستگی های كششی هستندكه می-توانند بیشترین مشاركت را درتولید داشته باشند. وجود شكستگی های شمالی- جنوبی وشرقی- غربی اثبات فرضیه بالا -آمدگی پی سنگ را تقویت می كند. میانگین تراوایی كل حاصله از شكستگی ها در مدل شكستگی های مخزن بنگستان میداندرجهت 8.22 X و درجهت Z:12.98, Y:10.91 بوده كه نشانگر ارتباط بیشتر لایه ها درجهت قائم می باشد. تخلخل كلحاصله از شكستگی ها 0.00099 درصد بوده وبیشتر درزون های D,F1 به ترتیب به میزان میانگینتخلخل 0.0003 و 0.0004 درصد می باشد كه مقادیربسیار پایین تخلخل حاصله از شكستگی ها درمخزن بنگستان با توجه بهفراوانی بسیاركم شكستگی ها در این مخزن قابل توجیه می باشد .

Assessment of reservoir structure is necessary in oil production optimization and field development. Nowadays, application of the reservoir software and Image logs plays the central role in resolving this problem. The purpose of this research is systematically studding the Bangestan fractured reservoir in one of the Iranian southwestern oilfields using image logs, core data and petrophysical data and investigation the effects of these fractures on the porosity and permeability of the reservoir. The results indicate that Bangestan reservoir production is a function of a combination of fractures and rock matrix. Fractures and porous zones have had effective impact on the reservoir properties. There are seven general patterns of tectonic fractures associated with longitudinal and diagonal wrinkling. Most important fracture set are 56N, 90N, 314N and 125N sets. The sets 314N and 56N and 90N (E-W) have the most fracture density in Bangestan reservoir that were observed in E1, E2 and F1 zones. These fracture set are tensile fractures type which have vital role in the production. The North-South and East-West fractures proof the hypothesis basement uplifts. The averages of fractures permeability in the Bangestan reservoir indicate for X: 8.22 for Y: 10.91 and for Z 12.98 that also show more fracture connection in the vertical direction. Also total fracture porosity is 0.000099 percent and zone D (0.0003) and F1 (0.00004) have the most fracture porosity. Very low amounts of fracture porosity in the Bangestan reservoir justified with the very low fractures density in this reservoir