ارزيابي ويژگي هاي مخزني سازند آسماري در يك چاه از ميدان نفتي مارون واقع در فروافتادگي دزفول شمالي

Evaluation of the Asmari formation reservoir characteristics in a borehole of the Marun oilfield in the north Dezful embayment

ميدان نفتي مارون در بخش مياني پهنه ساختاري زاگرس چين خورده، در فروافتادگي دزفول قرار دارد. در اين مـطالعه با بهره­ گيري از داده ­هاي زيرسطحي و نر­م ­افزارژئولاگ،زون­ هاي تفكيكي اين تاقديس مخزني از لحاظ ليتولوژيكي تعيين شد. در تعيين زون­هاي مخزني، فاكتورهايي مانند تخلخل و حجم شيل مدنظر قرار گرفت. بررسي­هاي پتروفيزيكي با استفاده از كـراس­پلات­هاي نوترون- چگالي، نوترون - صوتي، چگالي- صوتي و­M-N نشان مي­دهد كه در اين مخزن ليتولوژي غالب كربناته است. بر ­اساس آناليز داده ­هاي چاه­ پيمايي و با استفاده از كراس­پلات نوترون- چگالي، سازند آسماري از نظر تخلخل از وضعيت مناسبي به ويژه در بخش ­هاي بالايي سازند برخوردار بوده كه به همين جهت بخش ­هاي بالايي نسبت به پاييني از كيفيت مخزني بهتري برخوردار است. هم­چنين درستي ارزيابي انجام شده در چاه مورد مطالعه با تخلخل محاسبه شده از مغزه از تطابق قابل قبولي برخوردار بود. در مطالعه حاضر ميانگين حجم شيل بر اساس لاگ CGR برابر 25/33 درصد است كه از اين مقدار، بيش­ترين ميزان حجم شيل در قسمت پاييني سازند متمركز است. از آنجا كه هر توالي رسوبي مي­تواند از يك يا چند زون مخزني با ويژگي­هاي ليتولوژي و پتروفيزيكي مخصوص به خود تشكيل شود، لذا 5 زون مخزني A, B, C, D,E در چاه مورد مطالعه شناسايي شد كه در زون­بندي توالي­ رسوبي سنگ مخزن آسماري جاي گرفتند. در اين مطالعه، زون A مربوط به قسمت بالايي و زون E متعلق به قسمت پاييني از توالي آسماري است. تحليل داده­ هاي در دسترس، تخلخل مناسب در كل سازند و ميزان حجم شيل پايين خصوصاً در زون­هاي A, B, C, D­بيانگر آن است كه تقريباً كل سازند در ميدان مارون از استعداد مخزني مناسبي برخوردار است.

The Marun oilfield is located in the middle part of the folded Zagros structural zone, in the Dezful embayment. In this study, using subsurface data and Geolag software, the separation zones of the reservoir anticline were determined lithologically. Factors such as porosity and shale volume were considered in determining the reservoir zones. Petrophysical studies using neutron-density, neutron-sonic, density- sonic and M-N cross plots show that the predominant lithology in this reservoir is carbonate. Based on the analysis of well log data and using neutron-density cross-plot, the Asmari Formation has a good porosity especially in the upper parts of the formation. For this reason, these parts have better reservoir quality than the lower parts. Also, the accuracy of the evaluation performed in the studied borehole had an acceptable correlation with the calculated porosity of the core. In the present study, the average shale volume based on the CGR log is 25.33%, of which the highest shale amount is concentrated in the lower part of the formation. Since each sedimentary sequence can be composed of one or more reservoir zones with their own lithological and petrophysical characteristics, so 5 reservoir zones (A, B, C, D, E) were identified in the studied borehole. In this study, zone A belongs to the upper part and zone E belongs to the lower part of the Asmari Formation sequence. Analysis of available data, appropriate porosity in the whole formation and low shale volume, especially in zones A, B, C and D indicate that almost the entire formation in the Marun oilfield has a suitable reservoir potential.