كاربرد مفهوم رخساره منفذي در تخمين تراوايي مخازن كربناته، مطالعه موردي از سازند سروك در يكي از ميادين نفتي جنوب غرب ايران

Application of the Pore-facies Concept for Permeability Estimation of the Carbonate Reservoirs, a Case Study from the Sarvak Formation in one of Iranian Oil Fields, SW Iran

سازند سروك با سن آلبين پسين-تورونين پيشين، مهمترين سنگ مخزن هيدروكربني ناحيه دشت آبادان است. تخمين تراوايي در مخازن كربناته ناهمگن مانند سازند سروك، به دليل پيچيدگي خصوصيات منافذ، دشوار و رابطه بين تخلخل و تراوايي تابع نوع، اندازه و نحوه ارتباط سيستم منافذ مي باشد. در اين مطالعه با استفاده از مفهوم رخساره منفذي و فرمول هاي تجربي، تخمين تراوايي صورت گرفته است. بر اساس توصيف مغزه ها، مطالعه مقاطع نازك ميكروسكوپي و تصاوير ميكروسكوپ الكتروني، انواع منافذ شناسايي و توصيف شدند. سپس با توجه به ماهيت پتروفيزيكي سيستم منافذ و ارتباط تخلخل-تراوايي در آنها، چهار رخساره منفذي براساس غالب بودن منافذ ريز تخلخل (رخساره منفذي 1)، ريز تخلخل-حفره اي (رخساره منفذي 2)، حفره اي (رخساره منفذي 3) و حفره اي-بين دانه اي (رخساره منفذي 4) معرفي شدند. در هر كدام از رخساره هاي منفذي يك رابطه تجربي براساس ارتباط تخلخل-تراوايي بدست آمد كه از آن براي تخمين تراوايي استفاده گرديد. مقايسه نتايج تراوايي در اين تحقيق و مطالعات گذشته، نشان مي دهد كه تخمين تراوايي ير اساس مفهوم رخساره منفذي انطباق بالاتري با مشخصه هاي رخساره اي و دياژنزي نشان مي دهد. عموما توالي هاي داراي ريز تخلخل و تخلخل حفره اي غير مرتبط، به دليل ارتباط ضعيف سيستم منافذ، مقادير تراوايي تخمين زده شده پايين تر خواهد بود. در مقابل توالي هاي با منافذ بهم مرتبط از نوع حفره اي و بين دانه اي، تراوايي بالاتري در مقادير يكسان تخلخل نسبت به ساير گروه هاي منفذي نشان مي دهند. تخمين تراوايي بر اساس مفهوم رخساره منفذي، با توجه به اهميت نوع و هندسه منافذ در توزيع مقادير تراوايي درون مخزن، نتايج دقيق تري در مخازن كربناته ناهمگن فرآهم مي آورد.

The Sarvak Formation with the late Albian-early Turonian age is the most prolific hydrocarbon reservoir of the Abadan Plain region. Permeability estimation in heterogeneous carbonate reservoirs; such as، the Sarvak Formation، due to the complexity of pore characteristics is challenging، and porosity-permeability relationship in these reservoirs is dependent on pore type، size and connectivity of pore systems. In this study، permeability estimation has been accomplished using the pore facies concept and empirical formula. Based on the core description، thin sections’ studies and SEM images، pore types were identified and described. Afterwards، with respect to the petrophysical nature of pore systems and their porosity-permeability relationships، four pore facies microporosity (PF-1)، microporosity-vuggy (PF-2)، vuggy (PF-3) and vuggy-interparticle (PF-4) were introduced. In each pore facies، an empirical formula for the permeability estimation based on porosity-permeability relationship were determined. Comparison the results with the permeability values estimated in previous studies demonstrates that the estimation of permeability on the basis of pore facies concept has higher concordant with depositional and diagenetic characteristics. Generally، the intervals with microporosity and separate vugs، due to the weak pore system connectivity، a lower value of permeability will be estimated. In contrast، the intervals with interconnected pore systems such as touching vugs and interparticle pore spaces show higher permeability in comparing with the other pore types with the same values of porosity. Regarding the importance of pore type and geometry on permeability distribution within the reservoir، permeability estimation in term of pore facies can be useful in investigating the reservoir properties of heterogeneous carbonate reservoirs.