كيفيت مخزني توالي كربناتة سازند جهرم نمونة پژوهش: حوضة رسوبي زاگرس، فارس، جنوب غرب ايران

Reservoir quality of the Jahrum carbonate succession; a case study from the Fars region of Zagros Basin, SW Iran

كربنات‌هاي سازند جهرم به سن ائوسن و سازند آسماري به سن اليگوسن- ميوسن، مخازن ميدان خشت را در ناحية فارس واقع در حوضة فورلندي زاگرس تشكيل مي‌دهند. در اين پژوهش ويژگي‌هاي مخزني بخش بالايي سازند جهرم در ميدان خشت براساس تلفيق نتايج آناليز رخساره‌اي و ويژگي‌هاي دياژنزي نمونه‌ها در چهارچوب تخلخل و تراوايي بررسي شده است. سازند جهرم در پهنة فارس با ليتولوژي غالب آهكي در يك رمپ كربناته با تغييرات زياد در ويژگي‌ها و كيفيت مخزني نهشته شده است. بررسي‌هاي پتروگرافي به شناسايي پنج ريزرخسارة كربناته منجر شد. پنج گروه سنگي در چاه خشت-2 با در نظر گرفتن كنترل‌كننده‌هاي اوليه و ثانويه در توزيع نوع و اندازة منافذ شناسايي شد. از گونة سنگي 1 به سمت گونة سنگي 5، كيفيت مخزني افزايش مي‌يابد. دياژنز به دو صورت افزاينده و كاهندة تخلخل و تراوايي بر كيفيت مخزني تأثير گذاشته است. كراس پلات تخلخل و تراوايي همراه با بررسي‌هاي پتروگرافي مقاطع نازك نشان مي‌دهد توسعة سيمان انيدريتي به‌صورت فراگير و تراكم، بيشترين تأثير را بر كاهش كيفيت مخزني داشته‌اند؛ در حالي كه دولوميتي‌شدن، شكستگي و انحلال نوموليتس‌ها نقش مهمي در افزايش كيفيت مخزني ايفا كرده‌اند؛ بنابراين ويژگي‌هاي كلي مخزن جهرم در ميدان خشت، عمدتاً با ويژگي‌هاي دياژنتيكي شكل گرفته است. استفاده از نرم‌افزار سيكلولاگ در چاه خشت-2 و چاه كمكي خشت-3 به شناسايي دو چرخة رسوبي براي سازند جهرم منجر شد. روند منفي منحني تغيير طيفي (پايين‌آمدن سطح آب دريا) در چرخة رسوبي دوم دربرگيرندة بخش بالايي سازند جهرم (توالي مطالعه‌شده) است كه كيفيت مخزني متوسط تا بالايي دارد.

Eocene to Oligocene–Miocene carbonates of Jahrum and Asmari formations form the reservoirs of the Khesht Field in the Fars Province, the Zagros Foreland basin. In this study, the reservoir characteristics of the upper parts Jahrum Formation in the Khesht Oil Field have been investigated based on the combination of facies analysis and diagenetic features of samples in the porosity-permeability framework. The Jahrum Formation in the Fars Province is mainly composed of limestones that formed on a laterally continuous carbonate ramp with significant variations in reservoir heterogeneity and quality. Petrographic studies led to the identification of five carbonate microfacies. Five petrophysical rock types (RT) in KH-02 well are recognized by considering primary and secondary controls on pore type and size distribution. From RT1 with no reservoir property toward RT5 reservoir quality is enhanced. Diagenetic features have significantly affected reservoir properties by both enhancing and destroying porosity and permeability. Bivariate plots of porosity and permeability, combined with thin-section petrography indicate that pervasive anhydrite cement and compaction had the greatest negative impact on reservoir quality, whereas, dolomitization, fracturing, and dissolution of Nummulites played the most positive role. Therefore, the general characteristics of the Jahrum reservoir in the Khesht Field are mainly shaped by diagenetic features. Using CycloLog software in the two studied wells led to the identification of two sedimentary cycles within the Jahrum Formation. The negative trend of the INPEFA log (sea-level fall) in the second sedimentary cycle includes the upper part of the Jahrum Formation which has medium to high reservoir quality.