تحلیل کمی ناهمگنی‌های مخزنی سازند سروک در یکی از میادین نفتی دشت آبادان، جنوب غرب ایران

در این مطالعه ناهمگنی‌های مخزنی سازند سروک، به‌عنوان دومین مخزن مهم نفتی کشور، در یکی از میدان‌های واقع در دشت آبادان بررسی شده است. برای این منظور، از داده‌های پیوستۀ مغزه، مقاطع نازک میکروسکوپی و اطلاعات تخلخل – تراوایی استفاده شده‌ است. از روش‌های آماری تعیین ضریب تغییر (cv) و ضریب دیکسترا – پارسونز (vdp)، به‌منظور کمی‌سازی ناهمگنی‌های مخزن استفاده شده است. به‌منظور تعیین گونه‌های سنگی مخزن، واحدهای جریانی هیدرولیکی و زون‌بندی مخزنی، به‌ترتیب از روش‌های محاسباتی وینلند، نشانگر زون جریان (fzi) و روش اصلاح‌شدۀ لورنز بر مبنای چینه‌نگاری (smlp) استفاده شد. وضعیت توزیع ناهمگنی‌های مخزنی در هریک از گونه‌های سنگی و زون‌های مخزنی، بر مبنای روش‌های آماری ذکرشده و برای دو پارامتر تخلخل و تراوایی به‌صورت جداگانه بررسی شد؛ سپس با تلفیق نتایج حاصل از روش‌های فوق با نتایج مطالعات رسوب‌شناسی (رخساره، دیاژنز و سکانس) در چاه مطالعه‌شده، منشا، مقیاس و قابلیت ردیابی ناهمگنی‌های مخزنی در سازند سروک بررسی شده است. از دیدگاه منشا، ناهمگنی‌های مخزنی سازند سروک دو منشا اولیه (رسوب‌گذاری) و ثانویه (دیاژنزی – شکستگی) دارند. گسترش افق‌های نسبتاً ضخیم (تا 50متر) رودیستی و رخساره‌های دانه غالب پشته‌های زیرآبی (شول) در بخش‌های بالایی سازند سروک، سبب بالارفتن کیفیت مخزنی این سازند شده است. با این حال، تغییرات در خصوصیات بافتی و ساختمان‌های رسوبی و نیز تبدیلات رخساره‌ها به یکدیگر، سبب ایجاد درجات مختلفی از ناهمگنی در بخش‌های مختلف سازند سروک شده است. فرآیندهای دیاژنزی مرتبط به سطوح فرسایشی به‌ویژه در زیر ناپیوستگی مرز سنومانین – تورونین، به بهبود چشمگیر خصوصیات مخزنی ازطریق وقوع انحلال جوی گسترده منجر شده است. از سوی دیگر، فرآیندهای مرتبط به دیاژنز دفنی نظیر سیمانی‌شدن و انواع فشردگی، موجب از دست رفتن کیفیت مخزنی در بخش‌هایی از سازند سروک شده است. از دیدگاه مقیاس، ناهمگنی‌های مخزنی سازند سروک در دو مقیاس بزرگ (متر) و کوچک (سانتی‌متر تا میلی‌متر) دسته‌بندی شده است که هر دو عامل اولیه و ثانویه در ایجاد آنها نقش داشته‌اند. بررسی ارتباط بین ناهمگنی‌های بزرگ‌مقیاس سازند سروک با جایگاه‌های سکانسی ردۀ سوم این سازند، نشان داد این ناهمگنی‌ها به‌خوبی در چارچوب سکانس‌های ردۀ سوم قابلیت شناسایی، ردیابی و مدل‌سازی دارند. واحدهای مخزنی سرشار از رودیست‌ها با عوارض گستردۀ انحلالی، عمدتاً منطبق بر سیستم تراکت‌های پس‌رونده (rst)، سکانس‌های ردۀ سوم سنومانین و تورونین‌اند. با این حال، ناهمگنی‌های کوچک‌مقیاس روابط معناداری با سکانس‌های ردۀ سوم نشان نمی‌دهند و مدل‌سازی آنها نیازمند تعیین سکانس‌های ردۀ پایین‌تر با سیکل‌های رسوبی است.

A Quantitative analysis of reservoir heterogeneities of the Sarvak Formation in an oilfield from the Abadan Plain, SW Iran

AbstractThis study focuses on reservoir heterogeneities of the Sarvak Formation in the Abadan Plain. Coefficient of variation (CV) and DykstraParsons (VDP) approaches are used for quantification of reservoir heterogeneities. To define the hydraulic flow units, rock types, and reservoir zonation, flow zone indicator (FZI), Winland R35, and Lorenz (SMLP) methods are adopted. Heterogeneities of porosity and permeability data are quantified in each rock type, HFU and reservoir zone. Then, results of sedimentological studies are integrated with petrophysical data to analyze their scale, origins, and predictability in sequence stratigraphic framework. Depositional and diagenetic heterogeneities are differentiated. Facies variations and changes in textural characteristics and sedimentary structures provided small scale heterogeneities. Meteoric dissolution beneath the Cenomanian–Turonian palaeoexposure surface formed the best reservoir zone of the formation. Cementation and compaction, mostly related to burial diagenesis, reduced the reservoir quality. Results of this study indicate that large scale heterogeneities of the Sarvak Formation are predictable in the framework of thirdorder sequences. Meteorically dissolved rudist dominated facies provided the best productive zones in the regressive systems tract (RST) of the Cenomanian and Turonian sequences. However, small scale heterogeneities are not easily predictable in thirdorder depositional sequences and systems tracts.Keywords: Sarvak Formation, Reservoir heterogeneity, Coefficient of variation, DykstraParsons, Sequence stratigraphy, Abadan Plain   IntroductionReservoir heterogeneity refers to the changes in petrophysical properties of rocks (i.e., porosity, permeability, water saturation, capillary pressure). They have variable origins and scales (Nurmi et al. 1990; Tiab and Donaldson 2015). Carbonate rocks host considerable amounts of hydrocarbon resources in the Middle East and around the World. Carbonate reservoirs are strongly heterogeneous because of their complex depositional and diagenetic processes (Ahr 2008; Wei et al. 2015; Tavakoli 2020). Major parts of these heterogeneities are predictable in sequence stratigraphic framework (Lucia, 2007; RahimpourBonab et al. 2012; EnayatiBidgoli and RahimpourBonab 2016; Mehrabi et al. 2019). Quantification of geological reservoir heterogeneities was the subject of some carbonate reservoirs in Iran (Tavoosi Iraj et al. 2021) and other countries (Nurmi et al. 1990; Dutilleul 1993; Fitch et al.  2015). This study presents the results of quantitative analysis of reservoir heterogeneities in the Sarvak Formation in an oilfield from the Abadan Plain. The main targets of this study are;A review of depositional setting and diagenetic history of the Sarvak Formation in the Abadan Plain.Sequence stratigraphic analysis of the Sarvak Formation.Reservoir rock typing and zonation of the Sarvak Formation.Quantification of reservoir heterogeneities based on the CV and VDP approaches, andDelineation of origins, scale of occurrence, and predictability of reservoir heterogeneities in sequence stratigraphic framework. Material MethodsDataset of this study includes 258 m of core samples, 550 thin sections, porosity–permeability measurements (532 plug samples), and petrophysical logs (GR, LLD, LLS, RHOB, and NPHI) of the Sarvak Formation in one well from an oilfield in the Abadan Plain. Facies analysis was adopted using the standard facies nomenclature schemes (Embry and Klovan 1971; Dunham 1962) and facies models (Flügel 2010). Transgressive–Regressive (TR) method is used for sequence stratigraphic analysis (Embry 2002; Catuneanu et al. 2011). Reservoir rock types and zones are identified based on the following approaches;Winland methodThis method uses R35 values by using the following equation:Log R35 = 0.732 + 0.588 Log (K) – 0.864 Log (φ)Hydraulic flow units (HFU) definition using the flow zone indicator (FZI)This method was firstly presented by Amaefule et al. (1993) that uses porosity and permeability data to calculate the reservoir quality index (RQI), normalized porosity (PhiZ), and flow zone indicator (FZI):RQI = 0.0314√(K/∅e )∅_z = ∅e/(1∅e )FZI = RQI/∅zLorenz reservoir zonationGunter et al. (1997) proposed a method of reservoir zonation that incorporates porosity and permeability data to calculate the storage capacity (PhiH) and flow capacity (KH):KHcum= K1 (h1h0)/Khtotal + K2 (h2h1)/Khtotal +…. + Kn (hnhn1)/KhtotalPhiHcum= Ф1 (h1h0)/Фhtotal + Ф2 (h2h1)/Фhtotal +…. + Фn (hnhn1)/ФhtotalQuantitative analysis of reservoir heterogeneitiesFor quantification of reservoir heterogeneities, two methods are uses;Coefficient of variation (CV) method:CV = Standard Deviation (STDEVA) / MeanDykstraParsons (VDP) method: =        = Discussion of Results ConclusionsFacies analysis indicates that the Sarvak Formation has composed of eight microfacies deposited in a ramp type carbonate platform. They include lagoon (MF8), rudistid reef talus (MF7), shoal (MFs 4 to 6), and open marine (middle to outer ramp) facies (MFs 1 to 3). Diagenetic processes include intense meteoric dissolution and cementation, dolomitization, mechanical and chemical compaction, neomorphism, burial cementation, and fracturing. Two thirdorder depositional sequences are defined with two major palaeoexposure surfaces as the sequence boundaries. They are attributed to the Cenomanian–Turonian boundary (CTES) and middle Turonian (mTES) palaeoexposure events (Navidtalab et al. 2016; Mehrabi et al. 2020,2022; Bagherpour et al. 2021).Nine hydraulic flow units (HFUs), six Winland’s classes, and ten Lorenz zones have been differentiated within the Sarvak Formation. Detailed sedimentological and petrophysical properties of HFUs, WRTs, and Lorenz zones are discussed. Statistical analysis of reservoir heterogeneities is adopted by using the CV and VDP approaches for all rock types and zones. Results of these studies and measurements have revealed that reservoir heterogeneities of the Sarvak Formation are originated from the both depositional (facies) characteristics and diagenetic alterations (especially meteoric diagenesis below the palaeoexposure surfaces). The best example for the control of facies on reservoir heterogeneities is the development of rudistdominated facies with high reservoir potential within the RSTs of thirdorder depositional sequences (especially Cenomanian sequence). Consequently, a major part of reservoir heterogeneity in the Sarvak Fmormation depends on the distribution of such rudistdominated intervals. On the other hand, palaeoexposurerelated diagenetic processes had major control on reservoir properties of the Sarvak Fmormation, below the CTES and mTES. In this regard, meteoric dissolution, dolomitization, and fracturing have improved reservoir properties, and, in contrast, compaction and cementation largely decreased the reservoir quality in this formation.Results of this study have revealed that largescale reservoir heterogeneities of the Sarvak Formation are traceable in the framework of thirdorder depositional sequences. In this regard, highquality (reservoir) units of this formation are concentrated withing the RSTs of thirdorder depositional sequences. They have composed of dissolved, grainsupported facies of reeftalus and shoal complexes. In contrast, compacted and cemented muddominated facies provided nonreservoir units of the Sarvak Formation in the studied well.