تلفیق روش‌های مختلف در تعیین گونه‌های سنگی پتروفیزیکی برای بخش بالایی سازند سورمه در یکی از میادین نفتی بخش مرکزی خلیج فارس

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 روه زمین شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه اصفهان، ایران

2 گروه زمین شناسی، دانشکده علوم پایه، دانشگاه فردوسی مشهد، ایران اداره زمین‌شناسی شرکت نفت فلات قاره، تهران، ایران

3 گروه زمین شناسی، دانشکده علوم پایه، دانشگاه فردوسی مشهد، ایران

چکیده

بخش بالایی سازند سورمه (معادل با سازند عرب) به سن ژوراسیک پسین از مهم‌ترین مخازن نفتی ایران در خیلج فارس و کشورهای عربی هم‌جوار است. در این مطالعه آنالیز گونه‌های سنگی با استفاده از روش‌های مختلف و با هدف ارزیابی کیفیت مخزنی بخش بالایی سازند سورمه در یکی از میدان‌های بخش مرکزی خلیج فارس انجام گرفته است. بخش بالایی سازند سورمه عمدتاً از توالی دولومیت و انیدریت تشکیل شده است. مطالعه پتروگرافی مقاطع نازک میکروسکوپی سازند سورمه منجر به شناسایی ده رخساره میکروسکوپی گردید. رخساره‌های شناسایی شده در زیر محیط‌های پشته‌های اووئیدی، لاگون، جزر و مدی و بالای جزر و مدی در یک سکوی کربناته از نوع رمپ نهشته شده‌اند. به منظور برقراری ارتباط بین رخساره‌های میکروسکوپی معرفی شده در بخش بالایی سازند سورمه با رده‌های پتروفیزیکی، داده‌های تخلخل و تراوایی مربوط به رخساره‌های این سازند بر روی نمودار ترسیم گردید. با رسم داده‌های تخلخل-تراوایی بر روی نمودار، چهار گونه سنگی شناسایی شد. با هدف تعیین رخساره‌های الکتریکی روش خوشه‌بندی چند کیفیتی بر پایه نمودار (MRGC) مورد استفاده قرار گرفته است. روش خوشه‌سازی منجر به شناسایی شش رخساره الکتریکی در بخش بالایی سازند سورمه گردید. همچنین، در این مطالعه واحدهای جریانی هیدرولیکی در بخش بالایی سازند سورمه توسط داده‌های پیوسته و تخمینی تخلخل و تراوایی به روش‌های استفاده از شاخص زون جریانی (FZI) و نمودار لورنز اصلاح شده بر مبنای چینه‌نگاری (SMLP) شناسایی و تفکیک شده‌اند. این دو روش مطالعه به ترتیب منجر به شناسایی شش واحد جریانی هیدرولیکی و نه واحد مخزنی، سدی و تله‌ای در بخش بالایی سازند سورمه گردیده‌اند. واحدهای مختلف مخزنی شناسایی شده در این دو روش دارای انطباق خوبی می‌باشند. هچنین، مقایسه نتایج روش‌های مختلف استفاده شده در این مطالعه و کالیبراسیون آنها با مطالعات پتروگرافی حاکی از همخوانی نتایج با یکدیگر است. با تلفیق روش‌های مختلف در تعیین گونه سنگی، سه گونه سنگی نهایی در بخش بالایی سازند سورمه تفکیک گردید.
 

کلیدواژه‌ها

عنوان مقاله [English]

Integrated Petrophysical Rock Typing Approaches for the Upper Surmeh Formation in an Oil Field in the Central Persian Gulf

نویسندگان [English]

  • Mohammad Ali Salehi 1
  • Sajjad Kazem Shiroudi 2
  • Seyed Reza Moussavi Harami 3
  • Mohammad Ghafouri 3
  • Gholamreza Lashkari Pour 3
1 Department of Geology, Faculty of Sciences, University of Isfahan, Iran
2 Department of Geology, Faculty of Sciences, Ferdowsi University of Mashhad, Iran Iranian Offshore Oil Company (IOOC), Tehran, Iran
3 Department of Geology, Faculty of Sciences, Ferdowsi University of Mashhad, Iran
چکیده [English]

The upper Jurassic Surmeh formation (Arab equivalent) is one of the most important oil reservoirs in the Persian Gulf. In this study, different rock typing approaches were used for the reservoir characterization of this formation in an oil field in the central Persian Gulf. Lithologically, the upper Surmeh formation is mainly composed of dolomite and anhydrite. Petrographic studies have led to the recognition of 10 microfacies grouped into four facies associations (belts) as supratidal, intertidal, lagoon, and shoal settings. The observed facies indicate a carbonate ramp as the depositional environment of the Surmeh formation. In order to relate the recognized microfacies with petrophysical rock classes, the porosity-permeability of cores was plotted on standard diagram and accordingly four distinct rock types (classes) were identified. In addition, electorofacies determination was applied by using the multi resolution graph-based clustering (MRGC) technique. The clustering technique has led to the recognition of six electorofacies in the upper Surmeh formation. Hydraulic flow units and reservoir/non-reservoir units were identified in the studied intervals by using the flow zone indicators (FZI) and a stratigraphic modified Lorenz plot (SMLP) respectively. Predicted porosity and permeability data were used to construct a continuous stratigraphic profile of reservoir/non reservoir units. Accordingly, six hydraulic flow units and nine reservoir units were identified and closely correlated in the studied wells. A comparison between the results of all rock-typing methods and petrographic data also reveals close correspondence. An integration of different rock typing approaches results in partitioning of three final rock types in the upper Surmeh formation.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Rock type
  • Microfacies
  • Electorofacies
  • Hydraulic Flow Unit
  • Surmeh Formation
  • the Persian Gulf

مراجع

[1]. Hollis C., Vahrenkamp V., Tull S., Mookerjee A., Taberner C., and Huang Y., “Pore system characterisation in heterogeneous carbonates: An alternative approach to widely-used rock-typing methodologies”, Marine and Petroleum Geology, Vol. 27, No. 4, pp. 772–793, 2010. ##
[2]. Skalinski M. and Kenter J. A. M., “Carbonate petrophysical rock typing: integrating geological attributes and petrophysical properties while linking with dynamic behaviour”, Geological Society, London, Special Publications, Vol. 406, pp. 229–259, 2014.##
[3]. Ali-Nandalal J. and Gunter G. W., “Characterizing reservoir performance for the Mahogany 20 Gas Sand based on petrophysica##
l and rock typing methods”, SPE 81048, Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conferece, Trinidad, West Indies, 2003.##
[4]. Perez H. H., Datta-Gupta A., and Mishra S., “The role of electrofacies, lithofacies, and hydraulic flow units in permeability predictions from well logs: A comparative analysis using classification trees”, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, Vol. 8, pp. 143–155, 2005.##
[5]. Amaefule J. O., Altunbay M., Tiab D., Kersey D. G., and Keelan D. K., “Enhanced reservoir description: using core and log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in uncored intervals/wells”, SPE 26436, 1993.##
[6]. Kadkhodaie-Ilkhchi A. and Amini A., “A fuzzy logic approach to estimating hydraulic flow units from well log data: a case study from the Ahwaz oil field, south Iran”, Journal of Petroleum Geology, Vol. 32, No. 1, pp. 67–78, 2009.##
[7]. Gunter G. W., Finneran J. M., Hartmann D. J., and Miller J. D., “Early determination of reservoir flow units using an integrated petrophysical method”, SPE 38679, 1997.##
[8]. Guo G., “Rock typing as an effective tool for permeability and water-sauration modeling: a case study in a clastic reservoir in the Oriente Basin”, SPE 97033, 2005.##
[9]. Kadkhodaie A. and Kharrat R., “Rock typing of Salman field”. Kish Petrolum Engineering Report for IOOC, Unpublished report. pp. 213, 2013.##
[10]. Alsharhan A. S., “Petroleum systems in the Middle East”, Geological Society of London, Vol. 392, pp. 361–408, 2014.##
[11]. Ghazban F., Petroleum Geology of the Persian Gulf, Tehran University Press, 2007.##
[12]. Dunham R., “Classification of carbonate rocks according to depositional – texture. In: Ham W. E. (Eds.), Classification of carbonate rocks”, American Association of Petroleum Geologist Memoir, Vol. 1, pp. 108–121. 1962.##
[13]. Lucia F. J., Carbonate reservoir characterization, Springer-Verlag, 1999.##
[14]. Alsharhan A. S. and Nairn A. E. M., “Sedimentary Basins and Petroleum Geology of the Middle East”, Elsevier Science, 1997.##
[15]. IOOC/TEC, Geo-Science Studies of Reshadat Field (Renovation and Development Project), Interim Report No. 4.1, pp. 155. 2006.##
[16]. Alsharhan A. S. and Whittle G. L., “Carbonate-evaporite sequences of the Late Jurassic, southern and southwestern Persian Gulf”, American Association of Petroleum Geologist Bulletin”, Vol. 79, pp. 1608–1630, 1995.##
[17] Daraei M., Rahimpour-Bonab H., and Fathi N., “Factors shaping reservoir architecture in the Jurassic Arab carbonates: A case from the Persian Gulf”, Journal of Petroleum Science and Engineering,Vol. 122, pp. 187-207 .##
[18]. فتحی ن.، رحیم پور بناب ح.، دارایی م. و اسعدی ع.، "عوامل کنترل کننده کیفیت مخزنی سازند عرب در میدان نفت سنگین فردوسی در بخش دور از ساحل خلیج فارس، مجله پژوهش‌های چینه نگاری و رسوب شناسی"، دوره 54، شماره 1، صفحات 78-59، 1393.##
[19] Wilson J. L., Carbonate Facies in Geologic History, Springer, 1975.##
[20] Flügel E., “Microfacies analysis of limestone: analysis”, Interpretation and Application, 2nd ed., Springer , 2010.##
[21]. Esrafili-Dizaji B. and Mehrabi H., “Facies analysis of Hith and Arab Formations in the Reshadat Field”, IOOC Unpublished Report, 2014.##
[22]. Ye S. J. and Rabiller P., A new tool for electro-facies analysis: multi-resolution graph-based clustering, 41st Annual Logging Symposium, SPWLA, Houston, TX, 2000. ##
[23]. Tavakoli V. and Amini A., “Application of multivariate cluster analysis in logfacies determination and reservoir zonation, case study of Marun Field, south of Iran”, Journal of Sciences University of Tehran, Vol. 32, No. 2, pp 69–75, ##2006.
[24]. Lucia F. J., “Rock fabric/petrophysical classification of carbonate pore space for reservoir characterization”, American Association of Petroleum Geologist Bulletin, Vol. 79, pp. 1275–1300, 1995.##
[25]. Prasad M., “Velocity-permeability relations within hydraulic units”, Geophysics, Vol. 68, pp. 108–117, 2003.##
[26]. Rahimpour-Bonab H., Enayati-Bidgoli A. H., Navidtalab A., Mehrabi H., “Appraisal of intra reservoir barriers in the Permo-Triassic successions of the Central Persian Gulf”, Offshore Iran. Geologica Acta, Vol. 12, pp. 87–107, 2014.##
[27]. Svirsky D., Ryazanov A., Pankov M., Corbett P., and Posysoev A., “Hydrolic flow units resolve reservoir descripton challenges in a Siberian oil field”, SPE 87056, 2004. ##
[28]. Gomes J. S., Ribeiro M. T., Strohmenger C. J., Negahban S., and Kalam M. Z., “Carbonate reservoir rock typing”, The link between geology and SCAL, SPE 118284, 2008.##
[29] Winland H. D., Oil accumulation in response to pore size changes, Weyburn Field, Saskatchewan. Amoco Production Research Report No. F72-G-25, 1972.##
 
 

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار