تأثیر پارامترهای زمین‌شناسی بر نسبت تراوایی‌ افقی به عمودی در مخازن کربناته سازندهای کنگان و دالان بالایی

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

دانشکده زمین‏ شناسی، دانشکدگان علوم، دانشگاه تهران، ایران

10.22078/pr.2022.4465.3020

چکیده

هدف از مطالعه حاضر، بررسی تغییرات تراوایی و نسبت مقدار تراوایی افقی به عمودی در مخازن کربناته کنگان و دالان بالایی است. تأثیر پارامترهای زمین‌شناسی ازجمله نوع سنگ‌شناسی، بافت، رخساره و تخلخل بر مقدار تراوایی افقی و عمودی و تغییرات آنها و نیز نسبت مقدار تراوایی افقی به عمودی در این سازندها در بخش مرکزی خلیج فارس بررسی شده است. برای این منظور، از روش‌های آماری بر‌روی داده‌های به‌دست آمده از مطالعه پلاگ‌ها و مقاطع میکروسکوپی از مغزه‌های یک چاه به ضخامت m 402 استفاده شده ‌است. نتایج به‌ دست آمده نشان می‌دهد که مقدار میانگین تراوایی افقی در دو نوع سنگ‌شناسی دولومیت و آهک، در نوع بافت کربنات بلوری و در گروه‏رخساره مادستون و کربنات بلوری به مقدار میانگین تراوایی عمودی نزدیک است. با افزایش تخلخل بدون در نظر گرفتن دیگر شاخص‌های زمین‌شناسی، تراوایی‏ها افزایش و نسبت تراوایی افقی به عمودی کاهش می‌یابد. همچنین، دو عامل ناهمگنی و افزایش میزان دانه (از بافت مادستون به گرینستون) نسبت‌به خمیره و سیمان در تغییرات و نسبت مقدار تراوایی افقی به عمودی مؤثر است و حضور دانه‏ها سبب افزایش ناهمگنی می‏شود. در محیط‏های رسوبی پرانرژی و در رخساره‏های دانه‌پشتیبان تراوایی افقی بیشتر از تراوایی عمودی خواهد بود. همچنین، مشاهده شد که دولومیتی‌‌شدن نسبت تراوایی افقی به عمودی را به‌سبب افزایش ناهمگنی کانی‌شناسی افزایش می‌دهد، اما در مقادیر بسیار بالای این کانی (بیش از 90%) به‏دلیل همگن‌شدن بافت سنگ، نسبت تراوایی‌ افقی به عمودی کاهش می‌یابد. بنابراین، نسبت تراوایی افقی به عمودی به میزان ناهمگنی، میزان دانه، سنگ‌شناسی بستگی دارد و افزایش تخلخل و تراوایی، همگن‌بودن نمونه هم از نگاه نوع کانی تشکیل‌دهنده سنگ و هم از نگاه بافت، سبب نزدیک شدن میزان تراوایی افقی و عمودی است.
 
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

The Effect of Geological Parameters on the Ratio of Horizontal to Vertical Permeability in Carbonate Reservoirs of Kangan and Upper Dalan Formations

نویسندگان [English]

  • Mahnaz Hosseinzadeh
  • Vahid Tavakoli
School of Geology, College of Science, University of Tehran, Iran
چکیده [English]

The aim of the present study is to investigate the permeability changes and the ratio of horizontal to vertical permeability in Kangan and Upper Dalan carbonate reservoirs. The effect of geological parameters such as lithology, texture, facies and porosity has been investigated on the amount of horizontal and vertical permeabilities and their changes as well as the ratio of horizontal to vertical permeability in these formations in the central part of Persian Gulf. For this purpose, statistical methods have been used on the data obtained from the study of plugs and microscopic thin sections prepared from the 402 meters of cores. The results showed that the mean value of horizontal permeability is closed to the mean value of vertical permeability in the two types of dolomite and limestone lithology as well as crystalline carbonate and mudstone textures. By increasing porosity without considering other geological factors, permeabilities increase and the ratio of horizontal to vertical permeability decreases. Also, the two factors of heterogeneity and increase in the amount of grains (from mudstone to grainstone texture) are more effective in comparison with micrite and cement in the changes of permeabilities. The presence of grains increases heterogeneity. Horizontal permeability will be higher than vertical permeability in energetic sedimentary environments and in grain-supported facies. It was also observed that dolomitization increases the ratio of horizontal to vertical permeability due to increased mineralogical heterogeneity. The ratio decreases in very high amounts of this mineral (more than 90 percent) due to the homogeneity of rock texture. Therefore, this ratio depends on the degree of heterogeneity of rock, the amount of grain, and lithology. Increasing porosity and permeability, homogeneity of the sample both in terms of the type of mineral forming the rock and in terms of texture, causes closer horizontal and vertical permeabilities.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Horizontal Permeability
  • Vertical Permeability
  • Heterogeneity
  • Dolomitization
  • Rock Texture
[1]. Amaefule J O, Altunbay M, Tiab D, Kersey D G, Keelan D K (1993) Enhanced reservoir description: using core and log data to identify hydraulic (Flow) units and predict permeability in Uncored intervals/wells, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, OnePetro. ##
[2]. Mohebian R, Bagheri H, Kheirollahi M, Bahrami H (2021) Permeability estimation using an integration of multi-resolution graph-based clustering and rock typing methods in an Iranian Carbonate Reservoir, Journal of Petroleum Science and Technology, 11, 3: 49-58. ##
[3]. Tariq S M, Ichara M J, Ayestaran L (1989) Performance of perforated completion in the presence of anisotropy, laminations, or natural fractures, SPE Production Engineering, 4, 04: 376-384. ##
[4]. Martyushev DA (2020) Improving the geological and hydrodynamic model of a carbonate oil object by taking into account the permeability anisotropy parameter, Journal of Mining Institute, 243: 313-318. ##
[5]. Manifold L, El-Bozie A, Hollis C, Schröder S (2019) Characterizing facies, pore types, and diagenesis of a subtidal to peritidal carbonate platform for defining flow units, Journal of Sedimentary Research, 18: 108-125. ##
[6]. Nabawy B S, Basal A M K, Sarhan M A, Safa M G (2018) Reservoir zonation, rock typing and compartmentalization of the Tortonian-Serravallian sequence, Temsah Gas Field, offshore Nile Delta, Egypt Marine and Petroleum Geology, 92: 609-631. ##
[7]. McGuire W J, Sikora V J (1960) The effect of vertical fractures on wells productivity, Journal of Petroleum Technology, 12.10: 72-74. ##
[8]. Fitch P J R, Jackson M D, Hampson G J, John C M (2014) Interaction of stratigraphic and sedimentological heterogeneities with flow in carbonate ramp reservoirs: Impact of fluid properties and production strategy, Petroleum Geoscience, 20, 1: 7-26. ##
[9]. Adam A, Swennen R, Abdulghani W, Abdlmutalib A, Hariri M, Abdulraheem A (2018) Reservoir heterogeneity and quality of Khuff carbonates in outcrops of central Saudi Arabia, Marine and Petroleum Geology, 89: 721-751. ##
[10]. رضایی م، توکلی و، رحیم‌پور بناب ح (1400) مقایسه انواع مدل‌های محاسبه تراوایی براساس قطر گلوگاه حفرات در سازندهای دالان و کنگان، بخش مرکزی خلیج فارس، پژوهش نفت، 2-31: 77-68. ##
[11]. Zhang Z Ertekin T (2021) Proxy models for evaluation of permeability, three-phase relative permeability, and capillary pressure curves from rate-transient data simulation, 97, 2: 109-133. ##
[12]. Wang Y, Liao Y, Ma Y, Wang R, Yang S (2021) Evaluation of tight sandstone reservoir properties of delta front subfacies in Ordos Basin, China, Fresenius Environmental Bulletin, 30, 1: 601-607. ##
[13]. Zhang Z, Liu Y, Sun H, Xiong W, Shen K, Ba Q (2020) An internal swelling factor model to examine the influence of permeability anisotropy on coalbed methane extraction, Energy Science and Engineering, 8, 10: 3753-3768. ##
[14]. Nourani M, Meyer A G, Lorentzen H J, Sigalas L, Taheriotaghsara M, Olsen D, Stemmerik L (2019) Determination of the overburden permeability of North Sea Chalk, Rock Mechanics and Rock Engineering, 52, 6: 2003-2010. ##
[15] Wang J, Zhang L, Ge K, Zhao J, Song Y (2020) Characterizing anisotropy changes in the permeability of hydrate sediment. Energy, 205: 117997. ##
[16]. Sharland P R, Archer R, Casey D M, Davies R B, Hall S H, Heward A P, Horbury A, Simmons M D (2013) Arabian plate sequence stratigraphy, GeoArabia, Journal the Middle East Petroleum Geosciences, 18.4. ##
[17]. Rahimpour Bonab H, Asadi-Eskandar A, Sonei R (2009) Controls of permian-triassic boundary over reservoir characteristics of South Pars Gas Field, Persian Gulf, Geological Journal, 44: 341-364. ##
[18]. توکلی و، رحیم‏پور بناب ح، سحاب پیغمبر دوست م (1397) بررسی اهمیت محاسبه ضرایب معادله وینلند در سازندهای مخزنی کربناته، مطالعه موردی سازندهای کنگان و دالان، بخش مرکزی خلیج فارس، پژوهش نفت، 28، 97-1: 14-4. ##
[19]. Sibley D F, Gregg J M (1987) Classificatin of dolomite rock texture, Journal of Sedimentology, 57: 967-975. ##
[20]. Dunham R J (1962) Classification of carbonate rocks according to depositional textures, American Association of Petroleum Geologists, 108-121. ##
[21]. Huet C C, Rushing J A, Newsham K E, Blasingame T A (2005) A modified purcell model for estimating absolute permeability from mercury injection capillary pressure data, International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar, 10994. ##
[22]. Nooruddin H A, Hossain M E, Al- Yousef H, Okasha T (2016) Improvement of permeability models using large mercury injection capillary pressure dataset for Middle East carbonate reservoirs, Journal of Porous Media, 19, 5: 405-422. ##
[23]. Katz A J, Thompson A H (1986) Quantitative prediction of permeability in porous rock, Physical review B, 34, 11: 8179-8181. ##
[24]. Kolodize S (1980) Analysis of pore throat size and use of the Waxman-Smits equation to determine OOIP in spindle field, 55th Society of Petroleum Engineering Annual Technical Conference and Exhibition, Colorado, The USA, 9382-9386. ##
[25]. Dastidar R, Sondergeld C H, Rai C S (2007) An Improved empirical permeability estimator from mercury injection for tight clastic rocks, Petrophysics, 48, 3: 186-190. ##
[26]. Pittman E D (1992) Relationship of porosity and permeability to various parameters derived from mercury injection-capillary pressure curves for sandstone, AAPG Bull, 76, 2:191-198. ##
[27]. Swanson B F (1981) A simple correlation between permeabilities and mercury capillary pressures, Journal of Petroleum Technology, 33, 12: 2498-2504. ##
[28]. Rafiei M, Rahimpour-Bonab H, Tavakoli V, Khorasani E (2016) Quantifying sedimentary and diagenetic controls on fracturing: An application in rock engineering systems, Journal of Geophysics and Engineering, 13, 6: 928-939. ##