ارزیابی ویژگی های مخزنی سازند آسماری در یک چاه از میدان نفتی مارون واقع در فروافتادگی دزفول شمالی

میدان نفتی مارون دربخش میانی پهنه ساختاری زاگرسچین خورده،در فرو افتادگی دزفول قرار دارد. دراین مطالعه با بهره گیری از داده هایزیرسطحی و نر م افزارژئولاگ،زون های تفکیکی این تاقدیس مخزنی از لحاظ لیتولوژیکی تعیین شد. در تعیین زون های مخزنی، فاکتورهایی مانند تخلخل و حجم شیل مدنظر قرار گرفت. بررسی های پتروفیزیکی با استفاده از کراس پلات های نوترون چگالی، نوترون صوتی، چگالی صوتی و mn  نشان می دهد که در این مخزن لیتولوژی غالب کربناته است. بر اساس آنالیز داده های چاه پیمایی و با استفاده از کراس پلات نوترون چگالی، سازند آسماری از نظر تخلخل از وضعیت مناسبی به ویژه در بخش های بالایی سازند برخوردار بوده که به همین جهت بخش های بالایی نسبت به پایینی از کیفیت مخزنی بهتری برخوردار است. هم چنین درستی ارزیابی انجام شده در چاه مورد مطالعه با تخلخل محاسبه شده از مغزه از تطابق قابل قبولی برخوردار بود. در مطالعه حاضر میانگین حجم شیل بر اساس لاگ cgr برابر 25.33 درصد است که از این مقدار، بیش ترین میزان حجم شیل در قسمت پایینی سازند متمرکز است. از آنجا که هر توالی رسوبی می تواند از یک یا چند زون مخزنی با ویژگی های لیتولوژی و پتروفیزیکی مخصوص به خود تشکیل شود، لذا 5 زون مخزنی a, b, c, d,e در چاه مورد مطالعه شناسایی شد که در زون بندی توالی رسوبی سنگ مخزن آسماری جای گرفتند. در این مطالعه، زون a مربوط به قسمت بالایی و زون e متعلق به قسمت پایینی از توالی آسماری است. تحلیل داده های در دسترس، تخلخل مناسب در کل سازند و میزان حجم شیل پایین خصوصاً در زون های  a, b, c, d بیانگر آن است که تقریباً کل سازند در میدان مارون از استعداد مخزنی مناسبی برخوردار است.

Evaluation of the Asmari formation reservoir characteristics in a borehole of the Marun oilfield in the north Dezful embayment

The Marun oilfield is located in the middle part of the folded Zagros structural zone, in the Dezful embayment. In this study, using subsurface data and Geolag software, the separation zones of the reservoir anticline were determined lithologically. Factors such as porosity and shale volume were considered in determining the reservoir zones. Petrophysical studies using neutrondensity, neutronsonic, density sonic and MN cross plots show that the predominant lithology in this reservoir is carbonate. Based on the analysis of well log data and using neutrondensity crossplot, the Asmari Formation has a good porosity especially in the upper parts of the formation. For this reason, these parts have better reservoir quality than the lower parts. Also, the accuracy of the evaluation performed in the studied borehole had an acceptable correlation with the calculated porosity of the core. In the present study, the average shale volume based on the CGR log is 25.33%, of which the highest shale amount is concentrated in the lower part of the formation. Since each sedimentary sequence can be composed of one or more reservoir zones with their own lithological and petrophysical characteristics, so 5 reservoir zones (A, B, C, D, E) were identified in the studied borehole. In this study, zone A belongs to the upper part and zone E belongs to the lower part of the Asmari Formation sequence. Analysis of available data, appropriate porosity in the whole formation and low shale volume, especially in zones A, B, C and D indicate that almost the entire formation in the Marun oilfield has a suitable reservoir potential.