زون‌بندی مخزنی بر اساس داده‌های پتروگرافی و پتروفیزیکی (مطالعه موردی: بخش بالایی سازند سروک در یکی از میدان‌های نفتی ناحیه دشت آبادان، جنوب غربی ایران)

سازند سروک در کرتاسه میانی به سن آلبین – تورونین با ترکیب سنگ شناسی غالب سنگ‌آهک و آهک دولومیتی یکی از مهم‌ترین مخازن نفتی در جنوب غربی ایران به شمار می رود. در این مطالعه به‌منظور ارزیابی کیفیت مخزنی بخش بالایی سازند سروک در یکی از میدان‌های نفتی ناحیه دشت آبادان از نتایج مطالعات مقاطع نازک میکروسکوپی، داده های تخلخلتراوایی مغزه و نمودارهای پتروفیزیکی یک چاه استفاده‌ شده است. بر اساس مطالعات مقاطع میکروسکوپی، سازند سروک در 5 کمربند رخساره ای پهنه جزر و مدی، لاگون، پشته سدی، رمپ میانی و رمپ خارجی نهشته شده است. انحلال، شکستگی، سیمانی شدن، تراکم و دولومیتی شدن از مهم‌ترین فرآیندهای دیاژنزی موثر بر تغییرات کیفیت مخزنی این سازند به‌حساب می روند. رخساره های الکتریکی (ef) بر مبنای نمودارهای چاه پیمایی و آنالیز خوشه بندی سلسله‌مراتبی تعیین ‌شده است. با استفاده از روش های پتروفیزیکی شاخص زون جریانی (fzi) و لورنز اصلاح شده بر مبنای چینه شناسی (smlp) به ترتیب 5 و 7 واحد جریانی تعیین شد. درنهایت، مطالعات مقاطع میکروسکوپی، رخساره های الکتریکی و واحدهای جریانی هیدرولیکی در چارچوب زون‌بندی مخزنی به روش لورنز بررسی‌شده و ارتباطات آن‌ها مورد بررسی و تفسیر قرار گرفته است. درنتیجه، رخساره های دانه پشتیبان مربوط به کمربندهای رخساره ای پشته سدی و رمپ میانی (به سمت خشکی) و فرآیندهای دیاژنزی افزاینده کیفیت مخزنی مانند انحلال و شکستگی بهترین زون‌های مخزنی را تشکیل داده اند. در طرف مقابل، رخساره های گل پشتیبان کمربندهای رخساره ای رمپ میانی (به سمت دریای باز) و رمپ خارجی، پهنه جزر و مدی و لاگون و فرآیندهای دیاژنزی کاهنده مانند سیمانی شدن، تراکم و دولومیتی شدن به عنوان زون‌های ضعیف یا غیر مخزنی معرفی شده اند. به‌طورکلی رخساره های رسوبی و بعدازآن دیاژنز، مهم‌ترین عامل کنترل کننده گسترش زون‌های مخزنی در بخش بالایی سازند سروک محسوب می‌شوند. نتایج حاصل از این مطالعه نشان داد که زون‌بندی مخزنی بر اساس روش لورنز اصلاح‌شده بر مبنای چینه شناسی (smlp) می‌تواند در تفسیر ناهمگنی های مخزنی بخش بالایی سازند سروک در مقیاس میدانی مفید باشد.

Reservoir Zonation Based on Petrographic and Petrophysical Data(Case Study: Upper Part of Sarvak Formation in an Oilfield in Abadan Plain, SW Iran)

SummaryIn this study, results of microscopic studies on thin sections, core porosity data, and petrophysical charts along a well were used to evaluate the reservoir quality of the upper part of the Sarvak Formation in one of the oil fields in Abadan Plain. This research showed that SMLPbased zonation can be applied on a field scale as it could appropriately represent the heterogeneity of the Sarvak reservoir at a large scale. IntroductionThe main purpose of the study is to investigate the reservoir quality of the upper part of Sarvak Formation in an oilfield within Abadan Plain by analyzing the facies and sedimentary environment, pore system, diagenetic processes, electrofacies, and flow units. To this end, a set of microscopic thin section data, core porosity data, and well logs were employed as input data. The main advantages of the proposed methodology include its ability to predict and justify changes in reservoir quality, its contribution to reservoir modeling and reservoir zonation, and the resultant reduction of the drilling cost in the studied oilfield. Methodology and Approaches The set of input data used in this study included 269 m of drilling cores, 694 thin sections prepared from the cores, porositypermeability data from 548 core plug samples, and petrophysical logs including gamma, neutron, sonic, density, and resistivity reading at a key well in an oilfield within Abadan Plain, southwestern Iran. Results of petrographic studies (i.e., sedimentary texture, facies belts, diagenetic processes, and pore systems) and electrofacies were incorporated into a framework for identifying the zones introduced by SMLP, and the relationship between them was examined and interpreted. Results and ConclusionsBased on the microscopic studies, it was found that the formation was composed of 5 facies belts, namely tidal flat zone, lagoon, shoal, middle ramp, and outer ramp facies were deposited. Dissolution, fracturing, cementation, compaction, and dolomitization were identified as the most important diagenetic processes affecting the reservoir quality in Sarvak Formation. Electrofacies (EF) were determined based on well charts and hierarchical clustering analysis. Using two petrophysical methods, namely, flow zone index (FZI) and stratigraphic modified Lorenz plot (SMLP), we ended up detecting 5 and 7 flow units, respectively. Finally, microscopic analysis of thin sections and investigation of electrofacies and hydraulic flow units in the framework of reservoir zonation by using the SMLP were devised to review the zonations and interpret them appropriately. As a result, the grainsupported facies related to the shoal and the middle ramp environments and the diagenetic processes enhancing the reservoir quality (e.g., dissolution and fracturing) were found to lead to the bestreservoir quality zones. On the other hand, the poor reservoir quality zones were found to be a result of the mudsupported facies of the middle and outer ramp, tidal flat, and lagoon environments, and adverse diagenetic processes such as cementation, compaction, and dolomitization. Results of this study showed that reservoir zonation using the SMLP can be of help in the interpretation of reservoir heterogeneities in the upper part of the Sarvak Formation at the field scale.