تهیه مدل ژئواستاتیک مخزن آسماری میدان نفتی منصوری با استفاده از نرم افزار RMS

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه فردوسی مشهد، ایران

2 شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب، ایران

چکیده

در مطالعه حاضر، مدل ژئواستاتیکی مخزن آسماری میدان نفتی منصوری با استفاده از اطلاعات پتروگرافی، ژئوفیزیکی و پتروفیزیکی 90 حلقه چاه این میدان تهیه گردید، که برای این منظور از نرم‌افزار مدیریت سیستم مخزن (RMS) استفاده شده است. بر اساس داده‌های پتروفیزیکی و تطابق آنها با مقاطع میکروسکوپی، مخزن آسماری در میدان نفتی منصوری عمدتا کربناته و ماسه سنگی بوده و به هشت زون تقسیم می‌شود که زون یک بالاترین زون است و مستقیما در زیر پوش‌سنگ قرار دارد و زون هشت پایین‌ترین قسمت مخزن بوده و بر روی سازند پابده قرار گرفته است. در میان این هشت زون، زون‌های بالایی کمتر تحت تاثیر فرآیندهای دیاژنزی مخرب قرار گرفته‌اند و کیفیت مخزنی بهتری دارند، در حالی‌که در زون‌های پایینی، عملکرد دیاژنز، تا حد بسیار زیادی خصوصیات مخزنی را از بین برده است. براساس اطلاعات ژئوفیزیکی، میدان نفتی منصوری تحت تاثیر فرآیندهای تکتونیکی چندانی قرار نگرفته و مدل ساختمانی آن تنها شامل نقشه‌های همتراز زیر سطحی می‌باشد. در نهایت با تلفیق داده‌های پتروگرافی، پتروفیزیکی و ژئوفیزیکی، مدل استاتیک مخزن تهیه شد. نتایج حاصل از این مدل نشان می‌دهد که در سرتاسر میدان منصوری، تنها زون‌های یک، دو و سه سازند آسماری زون‌های بهره‌ده بوده که در این بین زون دو بهترین زون مخزنی است و دارای بیشترین مقدار نفت درجای مخزن (65%) می‌باشد. این موضوع از نحوه توزیع خواص پتروفیزیکی (تخلخل، اشباع آب و ضخامت زون خالص به ناخالص) استنباط می‌شود. نقشه تراکم شکستگی‌ها نیز بیانگر آن است که بر خلاف دیگر میادین هیدروکربوری حوضه زاگرس، در میدان منصوری شکستگی‌ها نقش چندانی در ایجاد خواص مخزنی نداشته‌اند. براساس نقشه‌های میانگین تخلخل و اشباع آب، خصوصیات مخزنی در محدوده شرق و شمال شرق میدان دارای وضعیت مطلوب‌تری است. لذا می‌توان در طراحی چاه‌های جدید، نگهداشت توان تولید، ازدیاد برداشت و توسعه میدان منصوری روی این قسمت از میدان تمرکز بیشتری نمود.
 

کلیدواژه‌ها

عنوان مقاله [English]

Geostatic Modeling of the Asmari Reservoir in Mansuri Oil Field Using RMS Software

نویسندگان [English]

  • Mostafa Moradi 1
  • Seyed Reza Moussavi Harami 1
  • Ghodrat ollah Sadeghi 2
1 Department of Geology, Faculty of Sciences, Ferdowsi University of Mashhad, Iran
2 National Iranian South Oil Company (NISOC), Tehran, Iran
چکیده [English]

In the present study, a geostatistic model of the Asmari reservoir based on petrographic, geophysical, and petrophysical data of 90 drilled wells in Mansuri oil field is prepared by using reservoir modeling system (RMS) software. Based on the petrophysical data and their correlation with thin sections, the Asmari reservoir in Mansuri oil field is mainly carbonate-sandstone and subdivided into 8 zones. Zone 1 is at top, below the cap rock, and zone 8 (deepest zone) overlies Pabdeh formation. Between these zones, the upper zones are less affected by destructive diagenetic processes and have a good reservoir quality. Based on geophysical data, the Mansuri oil field has not been affected by tectonic activities as seen on the underground contour map. Moreover, a statistical reservoir model correlating petrographic, petrophysical, and geophysical data was prepared. The results indicate that zones 1-3 of Asmari formation are only productive, among which zone 2 is the best reservoir zone with 65% oil in place. This can be deduced by using petrophysical properties distribution (such as porosity, water saturation, and net to gross ratio) in the oil field. Fractures density contour map shows that, in the Mansuri oil field, fractures does not affect the reservoir to increase the qualities. The reservoir quality is better in the east-north east of Mansuri oil field based on porosity and water saturation contour maps. Thus one can focus on these areas for well planning, production control, and enhanced recovery in the future.
 
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Asmari Formation
  • Zagros Basin
  • Zonation
  • Porosity
  • Water saturation

مراجع

[1]. Mitra S. and Leslie W., “Three dimensional structural model of the rhorde el baguel field,” AAPG Bulletin,” Vol. 87, No. 2, pp. 231-250, 2005.##
[2]. AL-Khalifeh M. and Makkawi M., “The import of data integration on geostatical porosity modeling: A case study from the Berri field”, Saudi Arabia. Journal of Petroleum Geology Vol. 25 (4), pp. 485-498, 2002.##
[3]. Valcarce G. Z., Zapata T., Ansa A., and Selva G., “Three-dimensional structural modeling and its application for development of the El Porto´n field”, Argentina: AAPG Bulletin., Vol. 90, No. 3, pp. 307–319, 2006.##
[4]. Mitra S., Figueroa G. C., Garcia J. H., and Alvarado A. M., “Three-dimensional structural model of the Cantarell and Sihil structures Campeche Bay, Mexico,” AAPG Bulletin, Vol. 89, No. 1, pp.19, 2005.##
[5]. Pringle J. K., Howell J. A., Hodgett D., Westerman A. R., and Hodgson D. M., “Virtual outcrop models of petroleum reservoir analogues: A review of the current state of the art”, EAGE, First Breaks Volume, Technical Article. pp.189, 2008.##
[6]. Schlumberger educational services, From 3D modeling to reservoir simulation, Houston, Texas, 123, 2006.##
[7]. Lacombe O., Grasemann B., and Simpson G., “Introduction: geodynamic evolution of Zagros”, Geological Magazine, 148 (5-6), pp. 689-691, 2011.##
[8]. Sepehr M. and Cosgrove J. W., “Structural framework of the Zagros fold–thrust belt, Iran,” Journal of Marine and Petroleum Geology, Vol. 21, pp. 829–843, 2004.##
[9]. شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب، نقشه میادین نفتی حوضه زاگرس (منتشر نشده)، 1392.##
[10]. مطیعی ه، زمین‌شناسی ایران، چینه‌شناسی زاگرس، سازمان زمین‌شناسی کشور، 536 صفحه، 1372.##
[11]. Al-Ameri M. B. and Shebl H., Reservoir rock typing of a giant carbonate field, SPE Reservoir Characterizations and Simulation Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE, Society of Petroleum Engineers, 2011.##
[12]. Kaufmann O. and Martin T., “3D geological modeling from boreholes, cross-sections and geological maps, application over former natural gas storages in coal mines”, Journal of Comp. & Geosci., Vol. 34, pp. 278–290, 2009.##
[13]. Heidari Z. and Torres-Verdin C., “Inversion-based method for estimating total organic carbon and porosity and for diagnosing mineral constituents from multiple well logs in shale-gas formations”, AAPG. Bulletin, Vol. 1, No. 1, pp. 113-123, 2013.##
[14]. Al-Dabbas M. J., Al-Jassim and S., Al-Jumaily, “Depositional environments and porosity distribution. In: regressive limestone reservoirs of the Mishrif Formation Southern Iraq”, Arab Journal of Geosci. Vol. 3, pp. 67–78, 2009.##
[15]. عملیات لرزه‌نگاری میدان منصوری، شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب (گزارش منتشر نشده)، 1389.##
[16]. Zeng H., Hart B. S., and Wood L. S., “Introduction to special section: Interpreting stratigraphy from geophysical data”, AAPG. Bulletin, Vol. 1, No. 1, pp. 1-20, 2013.##
[17]. Mitra S., D.. J., Gonzalez J. G., Hernandez S. H., Garcia and Banerjee S., “Structural geometry and evolution of the Ku, Zaap, and Maloob structure”, AAPG Bulletin, Vol. 90, No. 10, pp. 1565-1584, 2005.##
[18]. صیرفیان ع.، زمین‌شناسی نفت، مرکز نشر سمر، چاپ اول، 400 صفحه، 1386.##
 

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار