كليدواژه :
ميدان نفتي يادآوران , خواص مخزني , پتروفيزيك , سازند سروك
چكيده فارسي :
ميدان يادآوران يكي از ميادين نفتي ايران است كه در فاصله 130 كيلومتري باختر اهواز در نقطه صفر مرزي با عراق و در مجاورت تالاب هورالهويزه قرار گرفته و با ميدان مجنون عراق، در مخزن نفتي مشترك است. مهم‌ترين مخزن اين ميدان، سازند سروك (آلبين بالايي-تورونين) به همراه سازند ايلام از گروه بنگستان دومين مخزن نفتي مهم حوضه زاگرس را پس از سازند آهكي آسماري تشكيل مي‌دهند. به‌منظور ارزيابي ويژگي‌هاي مخزني سازند سروك بر اساس داده‌هاي پتروفيزيكي و پتروگرافيكي در ميدان نفتي يادآوران تعداد 1 حلقه چاه انتخاب و مورد تجزيه‌وتحليل قرار گرفت. بر اساس بررسي كراس پلات‌هاي انتخابي سنگ‌شناسي غالب سازند سروك با ضخامت 640 متر در چاه مورد مطالعه سنگ‌آهك تعيين شد. بر اساس مطالعه 500 برشنازك تهيه شده از خرده‌هاي حفاري و مغزه‌ها تعداد 10 ريزرخساره كربناته شناسايي گرديد كه در يك رمپ كربناته هم‌شيب رسوب‌گذاري شده‌اند. فرايندهاي دياژنزي عمده كه بر روي سازند سروك تأثيرگذار بوده‌اند شامل نوشكلي، زيست‌آشفتگي، ميكرايتي شدن، دولوميتي شدن، انحلال، سيماني شدن، فشردگي، پيريتي شدن، هماتيتي شدن و شكستگي هستند. انواع اصلي تخلخل‌هاي شناسايي شده در سازند سروك به ترتيب شامل تخلخل حفره‌اي، درون‌دانه‌اي، بين‌دانه‌اي، قالبي و شكستگي‌هاي ميكروسكوپي است كه درصد تخلخل حفره‌اي از ساير تخلخل‌هاي شناسايي شده بيشتر است. مجموع مطالعات پتروگرافيكي و پتروفيزيكي نشان داد كه مي‌توان مخزن سروك را در ناحيه مورد مطالعه به تعداد 5 زون مخزني اصلي و 4 زير زون مخزني فرعي (در مجموع 9) زون مخزني تفكيك كرد كه در ميان زون‌هاي مخزني معرفي شده تنها زون‌هاي اصلي 2، زير زون فرعي 4-1، 4-3 و تا حدي زير زون فرعي 5-2 كيفيت مخزني مناسبي را دارا هستند. همچنين مطالعات پتروفيزيكي نشان داد كه مجموعاً در كل ستبرا سازند مقادير حجم شيل پايين (كمتر از 5 درصد) است. نتايج محاسبات تخلخل كل نشان مي‌دهد كه زون 2 بيشترين ميانگين تخلخل مفيد (7/7%) و زون 4 با ميانگين تخلخل مفيد (3/7%) در رتبه بعدي قرار دارد. بيشترين ميانگين اشباع آب محاسبه شده 90 درصد و مربوط به زون 5 و كمترين ميانگين اشباع آب نيز مربوط به زون‌هاي 2 و 4 به ترتيب معادل %41 و %47 است. با توجه به ميانگين پارامترهاي مخزني محاسبه شده در چاه مورد مطالعه زون‌هاي اصلي 2 و 4 به دليل نسبت زون خالص به ناخالص (0/576) بالاتر، ميانگين تخلخل بالاتر، ميانگين اشباع آب كمتر و حجم شيل پايين‌تر پتانسيل مخزني مطلوب‌تري نسبت به بخش‌هاي ديگر سازند سروك دارد.
چكيده لاتين :
Yadavaran oil field is one of the oil fields in Iran which located 130 km west of Ahwaz, at a zero point border with Iraq and in the vicinity of the Hural Hoveyzah wetland, and is located in the Iraqi Majnoon field in a joint oil reservoir. The most important reservoir of this field is the Sarvak Formation (Upper Albian- Turonian) from the Bangestan Group which, together with the Ilam Formation, forms the second major reservoir of Zagros Basin after the Asmari Formation. In order to evaluate the reservoir characteristics of the Sarvak Formation based on petrophysical and petrographical data in Yadavaran oilfield, one well was selected and analyzed. Based on the petrophysical cross plots, Sarvak Formation with the thickness of 640 meters is conformed of limestone. Based on the study of 500 thin sections of the cutting samples and cores, 10 carbonate microfacies were identified that were deposited in a carbonate ramp. Major diagenetic processes affecting the Sarvak Formation include neomorphism, bioturbation, micritization, dissolution, cementation, compaction, piritization, hematitization, and fractures. The main types of porosities identified in Sarvak Formation are vuggy porosity, intercrystaline, molding, and microscopic fractures, which have higher permeabilities than the other porosities detected. The sum of petrographic and petrophysical studies showed that the Sarvak reservoir can be divided into 5 main reservoir zones and 4 sub-reservoir zones (9 in total) in the study area. Zone number 2, sub-zone 4-1, 4-3, and some parts of sub-zone 5-2 have good reservoir quality. Studies also showed that the sections of this formation have a low amount of shale (less than 5%). Also, petrophysical studies showed that the total shale volume is low (less than 5%) in the total thickness of the formation. Total pore porosity results show that zone 2 has the highest useful porosity average (7.7%) and zone 4 is of a good porosity average (7.3%). The highest mean saturated water content belongs to zone 5 and is equal to 90%. The lowest mean saturation of water is also attributed to Sarvak 3 and Sarvak 4, 41% and 47% respectively. Considering the average reservoir parameters calculated in the studied well, main zones 2 and 4 due to their higher net-to-gross ratio (0.576), higher mean porosity, lower mean water saturation, and lower shale volume, these zones have more favorable reservoirs potential than other parts of Sarvak formation.
