تعيين توزيع انواع منافذ سنگ مخزن آسماري با استفاده از نشانگرهاي لرزه اي سه بعدي (3D) در يكي از ميادين نفتي جنوب غرب ايران

Determining Pore Type Distribution in the Asmari Reservoir by Using 3D Seismic Attributes

نوع منافذ سنگ مخزن يكي از مهم‌ترين پارامترهاي كنترل‌كننده كيفيت مخازن هيدروكربني است. اين پارامتر جريان سيال و تراوايي سنگ مخزن را تحت تاثير قرار مي‌دهد به همين دليل تنوع و توزيع نوع منافذ خصوصا در مخازن كربناته پيچيده و حائز اهميت است. در اين مطالعه انواع منافذ براساس رفتار الاستيكي و پتروفيزيكي به درون ذره‌اي، انحلالي، ريزتخلخل، بين ذره‌اي، بين بلوري، بين دانه‌اي، ريز‌تخلخل آواري و شكستگي تقسيم شدند. هر يك از زيررده‌هاي منفذي توسط نگار انحراف سرعت و داده مغزه در امتداد چاه‌هاي مطالعاتي تعيين شدند. همچنين به منظور تعيين كيفيت مخزني تحت كنترل نوع منافذ، توزيع انواع منافذ در چارچوب واحدهاي جرياني از روش شاخص زون جريان نيز تعيين شدند. پس از تعيين نوع منافذ و خصوصيات پتروفيزيكي آنها در امتداد چاه‌هاي مورد مطالعه، از نشانگرهاي لرزه‌اي به‌منظور گسترش نتايج در مقياس ميداني استفاده شد. داده‌هاي لرزه‌اي سه بعدي پس از برانبارش ميدان مورد مطالعه وارون‌سازي امپدانس صوتي شده و در نهايت مدل سه بعدي و نقشه‌هايي از توزيع انواع منافذ با استفاده از نشانگرهاي لرزه‌اي در ميدان مورد مطالعه ارائه شد كه اين مدل در شناسايي زون‌هاي مخزني و غير مخزني در مقياس ميداني كارامد مي‌باشد.

Pore types distribution in reservoir rocks are the main factors controlling reservoir quality. Because, Pore type and pore distribution in carbonate reservoirs are very important because the pore types control fluid flow and permeability in porous media. In this study, pore types based on elastic and petrophysical behavior are classified into 3 classes (Stiff, Reference and Fracture) and 8 subclasses (Intraparticle, Moldic/Vug, Microporosity, Interparticle, Intercrystalline, Fracture, Intergranular, and Shale microporosity). Each pore type is identified based on Velocity Deviation Log (VDL) and core data along the studied wells. For the determination of petrophysical behavior of pores, their distribution is investigated within the hydraulic flow units based on Flow Zone Index method. After determining pore types and their petrophysical properties along the studied wellbores for extrapolation of the results in to the field, seismic attributes are used. Post-stack seismic data are inverted, and finally 3D model and maps of pore type distribution by using of seismic attributes are established. This model is useful to determinate reservoir and non-reservoir zonation in the field-scale.