تعیین گونه‌های سنگی با هدف ارزیابی کیفیت مخزنی سازند داریان در چارچوب سکانس‌های رسوبی در یکی از میادین نفتی بخش شرقی خلیج فارس

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه اصفهان، ایران

2 گروه رسوب‌شناسی، دانشکده زمین‌شناسی، دانشکدگان علوم، دانشگاه تهران، ایران

3 اداره زمین‌شناسی شرکت نفت فلات قاره، تهران، ایران

چکیده

سازند داریان به سن آپتین یکی از مهمترین افق‌های مخزنی تولیدی در زاگرس و خلیج فارس به شمار می‌رود. مطالعۀ حاضر بر پایۀ تلفیق نتایج به‌دست آمده از مطالعات پتروگرافی، مخزنی و پتروفیزیکی به منظور تعیین گونه‌های سنگی با استفاده از روش‌های مرسوم و با هدف نهایی ارزیابی کیفیت مخزنی سازند داریان در یکی از میدان‌های بخش شرقی خلیج فارس انجام گرفته است. مطالعات پتروگرافی بر روی مقاطع نازک میکروسکوپی تهیه شده از این سازند در چاه‌های مورد مطالعه منجر به شناسایی نه ریزرخساره رسوبی شد که در پنج زیرمحیط حوضه، رمپ بیرونی، میانی و داخلی رسوب کرده‌اند. بر این اساس، محیط رسوب‌گذاری سازند داریان در میدان مورد مطالعه سکوی کربناته از نوع رمپ پیشنهاد شده است. همچنین عوارضی از قبیل انحلال، دولومیتی شدن، شکستگی، میکرایتی شدن، تراکم (مکانیکی و شیمیایی) و زیست آشفتگی به عنوان مهمترین فرآیندهای دیاژنزی شناسایی شده است. بر مبنای داده‌های تخلخل و تراوایی مغزه، تعداد شش واحد جریان هیدرولیکی (روش نشان‌گر زون جریان)، چهار گونه سنگی وینلند و سه گونۀ سنگی لوسیا شناسایی گردید. برمبنای داده‌های تخلخل و تراوایی تخمین زده شده از داده‌های لاگ نیز، با استفاده از روش نشانگر زون جریان، تعداد پنج واحد جریان هیدرولیکی و بر مبنای نمودار چینه‌ای اصلاح شدۀ لورنز، تعداد شش زون مخزنی و غیرمخزنی (سدی و تله‌ای) شناسایی گردید. همچنین، با به‌کارگیری روش MRGC، تعداد هفت رخساره الکتریکی تفکیک گردید. مقایسه نتایج روش‌های مختلف استفاده شده در این مطالعه تشابه نسبتاً نزدیکی را نشان می‌دهند و کالیبراسیون آنها با مطالعات پتروگرافی حاکی از همخوانی نتایج با یکدیگر دارد. در یک نگاه کلی، کیفیت مخزنی سازند داریان در دسته رخساره‌ای HST که همراه با رخساره‌های دانه غالب فسیل‌دار و رخساره‌های باندستونی مربوط به کمربند رخساره‌ای رمپ داخلی هستند، بیشتر می‌باشد که می‌تواند منطقه هدف در راستای افزایش تولید و توسعه میادین در نظر گرفته شود. بر خلاف این، رخساره‌های گل غالب مربوط به کمربندهای رخساره‌ای حوضه و رمپ خارجی در دسته رخساره TST، واحدهای با کیفیت پایین سازند داریان را شامل می‌شوند.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Rock Typing Determination of the Dariyan Formation for Reservoir Evaluation in the Framework of Depositional Sequences in an Oilfield in the Eastern Persian Gulf

نویسندگان [English]

  • Mَohammad Ali Salehi 1
  • Javad Sobhani 2
  • Hamzeh Mehrabi 2
  • Sajjad Kazem Shiroudi 3
1 Department of Geology, Faculty of Science, University of Isfahan, Iran
2 Sedimentology Group, School of Geology, College of Science University of Tehran, Iran
3 Iranian Offshore Oil Company (IOOC), Tehran, Iran
چکیده [English]

The Dariyan Formation with the Aptian age is one of the most important prolific oil reservoirs in the Zagros and Persian Gulf. In the current study, different rock typing approaches were integrated and applied for the reservoir characterization of this formation in an oil field in the eastern Persian Gulf. Petrographic studies on the thin sections of the studied formation have led to the recognition of nine microfacies grouped into four sub-environments, including basin, outer, middle and inner ramp. The observed facies indicate a carbonate ramp as the depositional environment of the Dariyan Formation. The most important diagenetic processes observed in thin sections are dissolution, dolomitization, fracturing, micritization, (mechanical and chemical) compaction, and bioturbation. Based on the porosity-permeability of cores, six hydraulic flow units (the flow zone indicators = FZI method), four Winland rock types, and three Lucia rock classes were identified. Predicted porosity and permeability from log data were used to identify five hydraulic flow units (from the FZI method) and based on the stratigraphic modified Lorenz plot (SMLP), six reservoir/non-reservoir units were identified. In addition, using the multi-resolution graph-based clustering (MRGC) technique, seven electrofacies were determined. A comparison between the results of all rock-typing methods and petrographic data also reveals close correspondence. In a general view, the reservoir potential of the Dariyan Formation is higher in the Highstand System Tracts, which are mainly composed of grain-supported fossil-bearing and boundstone facies of the inner ramp sub-environment that could be a target zone for the field development. In contrast, the mud-dominated facies of the basin and outer ramp sub-environments in the Transgressive System Tracts are the poor reservoir units within the Dariyan Formation.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Reservoir Rock Type
  • Hydraulic Flow Unit
  • Electrofacies
  • Dariyan Formation
  • Persian Gulf
[1]. Gomes J S, Ribeiro M T, Strohmenger C J, Negahban S, Kalam M Z (2008) Carbonate reservoir rock typing – the link between geology and SCAL, One Petro, SPE, 118284, 1-14, doi.org/10.2118/118284-MS.##
[2]. Soto R, Garcia J C (2001) Permeability prediction using hydraulic flow units and hybrid soft computing systems, one Petro SPE, 71455, doi.org/10.2118/71455-MS. ##
[3]. Skalinski M, Kenter J A M (2014) Carbonate petrophysical rock typing: integrating geological attributes and petrophysical properties while linking with dynamic behaviour, Geological Society, London, Special Publications, 406: 229–259, doi.org/10.1144/SP406.6. ##
[4]. Kadkhodaie-Ilkhchi A, Kadkhodaie-Ilkhchi R (2018) A review of reservoir rock typing methods in carbonate reservoirs: relation between geological, seismic, and reservoir rock types, Iranian Journal of Oil and Gas Science and Technology, 7, 4: 13-35, doi.org/10.22050/ijogst.2019.136243.1461. ##
[5]. صالحی، م ع، کاظم شیرودی، س، موسوی حرمی س ر، غفوری م، لشکری‌پور غ ر (1394) تلفیق روش‌های مختلف در تعیین گونه‌های سنگی پتروفیزیکی برای بخش بالایی سازند سورمه در یکی از میادین نفتی بخش مرکزی خلیج فارس، مجله پژوهش نفت، 84، 72-87، doi: pr.2015.550/10.22078. ##
[6]. Malekzadeh H, Daraei M, Bayet-Goll A (2020) Field-scale reservoir zonation of the Albian–Turonian Sarvak Formation within the regional-scale geologic framework: A case from the Dezful Embayment, SW Iran, Marine and Petroleum Geology, 121: 104586, doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104586. ##
[7]. Mehrabi H, Rhimpour-Bonab H, Hajikazemi E, Esrafili-Dizaji B (2015) Geological reservoir characterization of the Lower Cretaceous Dariyan Formation (Shu›aiba equivalent) in the Persian Gulf, southern Iran, Marine and Petroleum Geology, 68: 132-157, doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2015.08.014. ##
[8]. Naderi-Khujin M, Seyrafian A, Vaziri-Moghaddam H, Tavakoli V (2016) Characterization of the late aptian top-dariyan disconformity surface offshore Sw Iran: A multi-Proxy approach, Journal of Petroleum Geology, 39: 269-286, doi.org/10.1111/jpg.12646. ##
[9]. Naderi-Khujin M, Seyrafian A, Vaziri-Moghaddam H, Tavakoli V (2016) A record of global change: OAE 1a in Dariyan shallow-water platform carbonates, southern Tethys, Persian Gulf, Iran. Facies, 62: 25. ##
[10]. James G A, Wynd G (1965) Stratigraphical nomenclature of Iranian Oil Consortium Agreement Area, AAPG Bulletin, 49: 2182–2245 doi.org/10.1306/A663388A-16C0-11D7-8645000102C1865D. ##
[11]. Sharland P R, Archer R, Casey D M, Davies R B, Hall S H, Heyward A P, Horbury A D, Simmons M D (2001) Arabian plate sequence stratigraphy. GeoArabia 371, Special Publication 2, 27 105: 117-130 doi.org/10.22071/gsj.2017.53934. ##
[12]. Tavakoli V (2021) The Effects of petrophysical heterogeneities on calculations of water saturation, Dariyan Formation in the central part of Persian Gulf, The 13th, National Geological Conference of Payame Noor University, 6-12. ##
[13]. Alsharhan A S, Nairn A E M (1997) Sedimentary Basins and Petroleum Geology of the Middle East. Elsevier Science. ##
[14]. Sepehr M, Cosgrove J W (2005) Role of the Kazerun fault zone in the formation and deformation of the Zagros fold thrust belt, Iran, Tectonics, 24, TC5005, doi.org/10.1029/2004TC001725. ##
[15]. van Buchem F S P, Al-Husseini M I, Maurer F, Droste H J, Yose L A (2010) Sequence-stratigraphic synthesis of the Barremian- Aptian of the eastern Arabian Plate and implications for the petroleum habitat, In: van Buchem, F. S. P., Al-Husseini, M. I., Maurer, F., Droste, H. J. (Eds.), Barremian - Aptian Stratigraphy and Hydrocarbon Habitat of the Eastern Arabian Plate, GeoArabia 1, 9e48. Special Publication 4, Gulf PetroLink, Bahrain, 4: 1. ##
[16]. Droste H J (2010) Sequence-stratigraphic framework of the Aptian Shu’aiba Formation in the Sultanate of Oman, GeoArabia, 229-283, 4: 1. ##
[17]. Maurer F, van Buchem F S P, Eberli G P, Pierson B J, Raven M J, Larsen P H, Al-Husseini M I, Vincent B (2013) Late Aptian long-lived glacio-eustatic lowstand recorded on the Arabian Plate, Terra Nova, 25, 2: 87-94, doi.org/10.1111/ter.12009. ##
[18]. Moosavizadeh M A, Mahboubi A, Moussavi-Harami R, Kavoosi M A (2013) Early Aptian oceanic anoxic event (OAE 1a) in Northeastern Arabian Plate setting: an example from Dariyan Formation in Zagros fold–trust belt, SE Iran. Arabian Journal of Geosciences, 7: 4745–4756. ##
[19]. Mehrabi H, Ranjbar-Karami R, Roshani-Nejad M (2019) Reservoir rock typing and zonation in sequence stratigraphic framework of the Cretaceous Dariyan Formation, Persian Gulf, Carbonates and Evaporites, 34: 1833–1853. ##
[20]. Granier B, Busnardo R (2013) New stratigraphic data on the Aptian of the Persian Gulf, Cretaceous Research 39: 170-182, doi.org/10.1016/j.cretres.2012.02.011. ##
[21]. Ghazban F (2007) Petroleum Geology of the Persian Gulf. Tehran University Press, 707. ##
[22]. Dunham R J (1962) Classification of carbonate rocks according to depositional texture, AAPG Memoir, 1: 108–121. ##
[23]. Embry A F, Klovan J E (1971) A late Devonian reef tract on northeastern Banks Island Nordwest Territories, Bulletin of Canadian Petroleum Geology, 19: 730–781, doi.org/10.35767/gscpgbull.19.4.730. ##
[24]. Flügel E (2010) Microfacies of Carbonate Rocks: analysis, interpretation andapplication (second edition), Springer-Verlag, Berlin, 976. ##
[25]. Embry A F, Johannessen E P (1992) T–R sequence stratigraphy, facies analysis and reservoir distribution in the uppermost Triassic–Lower Jurassic succession, western Sverdrup Basin, Arctic Canada, Norwegian Petroleum Society Special Publications, 2: 121-146, doi.org/10.1016/B978-0-444-88943-0.50013-7. ##
[26]. Embry A F (2002) Transgressive-regressive (T–R) sequence stratigraphy. Program and abstracts—society of economic paleontologists, Gulf Coast Sect Res Conf, 22: 151–172. ##
[27]. Catuneanu O (2002) Sequence stratigraphy of clastic systems: Concepts, merits, and pitfalls, Journal of African Earth Sciences. 35: 1-43, doi.org/10.1016/S0899-5362(02)00004-0. ##
[28]. Gunter G W, Finneran J M, Hartmann D J, Miller J D (1997) Early Determination of Reservoir Flow Units Using an Integrated Petrophysical Method, SPE 38679, 1–8, doi.org/10.2118/38679-MS. ##
[29]. Winland H D (1972) Oil Accumulation in Response to Pore Size Changes, Weyburn Field, Saskatchewan, Amoco Production Research Report, F72-G-25. ##
[30]. Lucia F J (1995) Rock fabric/petrophysical classification of carbonate pore space for reservoir characterization, AAPG Bulletin, 79: 1275–1300, doi.org/10.1306/7834D4A4-1721-11D7-8645000102C1865D. ##
[31]. 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, 26436: 1–16, doi.org/10.2118/26436-MS. ##
[32]. Kolodzie, S. Jr. (1980). Analysis of pore throat size and use of the Waxmann–Smits equation to determine OOIP in Spindle Field, Colorado, 55th Annual Technology Fall Conference, Society of Petroleum Engineers, SPE, 9382, doi.org/10.2118/9382-MS. ##
[33]. Rahimpour-Bonab H, Mehrabi H, Navidtalab A, Izadi-Mazidi E (2012) Flow unit distribution and reservoir modelling in cretaceous carbonates of the Sarvak Formation, Abteymour Oilfield, Dezful Embayment, SW Iran, Journal of Petroleum Geology, 35, 3: 213–236, doi.org/10.1111/j.1747-5457.2012.00527. x. ##
[34]. Jennings J, Lucia F (2001) Predicting permeability from well logs in carbonates with a link to geology for interwell permeability mapping, Society of Petroleum Engineers, 71336, doi.org/10.2118/84942-PA. ##
[35]. Serra O (1986) Fundamentals of Well Log Interpretation. v. 2: The Interpretation of Logging Data, Developments in Petroleum Science, Elsevier, Amesterdam, 648, doi:10.4236/ns.2011.36062. ##
[36]. Rabiller P (2005) Acies prediction and data modeling for reservoir characteriation, 1st ed. Rabiller Geo-consulting, doi.org/10.1190/urtec2013-225. ##
[37]. IOOC/TEC (2006) Geo-Science Studies of Reshadat Field (Renovation and Development Project), Interim Report, 4.1, 155. ##
[38]. Mapsa (2013) Rock typing of the dariyan (shuaiba) formation in the reshadat field (CR#10), 33. ##
[39]. Lucia F J (1999) Carbonate Reservoir Characterization, Springer-Verlag. ## [40]. Svirsky D, Ryazanov A, Pankov M, Corbett P, Posysoev A (2004) Hydrolic flow units resolve reservoir description challenges in a Siberian oil field, SPE 87056, doi.org/10.2118/87056-MS. ##