عوامل كنترل‌كننده كيفيت مخزني سازند بورقان در ميدان نفتي فروزان، خليج فارس

Factors Controlling Reservoir Quality of the Burgan Formation in Foroozan Oil Field, Persian Gulf

سازند بورقان با سن كرتاسه از مهمترین سنگ مخزن‌ها ‌در میادین هیدروكربنی خلیج فارس و كویت محسوب می‌شود. به منظور بررسی كیفیت مخزنی این سازند و عوامل كنترل‌كننده آن در میدان فروزان، m 5/62 مغزه، مورد مطالعات زمین‌شناسی و مخزنی قرار گرفت. این مطالعه نشان می‌دهد كه سازند بورقان متشكل از ماسه‌سنگ‌های خیلی دانه ریز تا دانه متوسط، رس سنگ، شیل‌های آهكی و توالی‌های محدود كربناته بوده و از 8 رخساره رسوبی تشكیل شده است كه براساس شواهد رسوب‌شناسی، در یك خلیج دهانه‌ای تحت تاثیر جزر و مد نهشته شده‌اند. این رخساره‌ها عبارتند از: (1) ماسه ‌سنگ‌های كانالی با لایه‌بندی مورب، (2) پهنه گلی/خلیج، (3) پهنه ماسه‌ای، (4) تناوب پهنه ماسه‌ای و پهنه گلی، (5) پهنه گلی تحت تاثیر دریا، (6) پهنه ماسه‌ای تحت تاثیر دریا، (7) خلیج محدود شده/باتلاق و (8) پشته اوئیدی. اندازه‌گیری مقادیر تخلخل و تراوایی نمونه‌های مغزه نشان می‌دهد كه اولاً تخلخل و تراوایی، به ترتیب، در محدوده 3/36 – 3%  و 13343- mD 6/0 تغییر می‌كند. ثانیاً ارتباط خوبی بین كیفیت مخزنی و رخساره‌های رسوبی سازند بورقان وجود دارد. بهترین كیفیت مخزنی سازند بورقان متعلق به ماسه‌ سنگ‌های دانه‌ریز تا متوسط كانالی است درصورتی كه نمونه‌های شیلی و رس سنگی متعلق به پهنه گلی و خلیج محدود شده از تخلخل و تراوایی پایینی برخوردار بوده و به عنوان بخش‌های غیرمخزنی درنظر گرفته می‌شوند. مقایسه مقادیر تخلخل و تراوایی با پارامترهای بافتی در ماسه‌های سست سازند بورقان نیز نشان می‌دهد كه ارتباط خوبی بین اندازه و جورشدگی دانه‌ها و مقادیر تخلخل و تراوایی وجود دارد.  

The cretaceous (Albian) Burgan formation is one of the most important reservoirs in the hydrocarbon fields located in the Persian Gulf and Kuwait. In order to evaluate reservoir quality and the factors controlling reservoir properties, detailed geological (from lithological and sedimentological point of views) and reservoir studies (core analysis) have been carried out on 62.5 m of core samples from Burgan reservoir in the Foroozan field. This study shows that the Burgan formation, which mainly consists of very fine to medium-grained sandstone, claystone, carbonaceous shale, and some limited carbonate intervals, includes eight sedimentary facies deposited on a tide-dominated estuary system. These are: (1) cross-bedded channel sandstones, (2) mud flat/bay, (3) sand bar, (4) sand flat/mud flat alternation, (5) marine-influenced mud flat/shore face, (6) marine influenced sand flat/shore face, (7) restricted bay/marsh, and (8) oolitic shoal. Core porosity and permeability measurements of Burgan core plugs show that the porosity and permeability range from 3 to 36.3% and 0.6 to 13343 mD respectively. Core porosity and permeability values indicate that there is a good relationship between reservoir properties and depositional facies of the Burgan formation. Fine to medium-grained channel sandstones have the best reservoir quality, whereas shale and claystone samples belonging to mud flat to restricted bay/marsh settings have low porosity and permeability and considered as non-reservoir intervals. A comparison between core porosity/permeability values and grain size and textural parameters of the Burgan unconsolidated sands shows a good relationship between reservoir quality and grain size/sorting.