استفاده از تخلخل سه‌گانه حاصل از نمودارهای تصویرگر و چاه‌پیمایی در تعیین واحدهای جریانی‌ یکی از مخازن جنوب باختر ایران

مخازن آسماری - جهرم یکی از اصلی ترین مخازن شکسته جنوب باختری ایران و دنیا‌ می‌باشند که امروزه بررسی نقش این شکستگی‌ها در افزایش تراوایی و حرکت هیدروکربن در طول این مخازن از اهمیت بسیاری برخوردار است. در این مطالعه نمودارهای پتروفیزیک (nphi، rhob، dt، gr) و تصویرگر (fmi) در نرم افزارهای geolog 7.0 و ciflog بررسی شدند که با محاسبه مقادیر تخلخل شکستگی و حفره‌ای و تطابق آن با لاگ انحراف سرعت و پارامترهای شکستگی (vah,vdc) نشان داده شد که مقدار تخلخل شکستگی با لاگ دهانه‌ی شکستگی (vah) رابطه‌ی مستقیم دارد و در مناطقی که مقدار لاگ انحراف سرعت منفی و پایین باشد پارامترهای شکستگی بخصوص نمودار vah، پیک‌های بالایی را نشان می‌دهند. همچنین نوع تخلخل غالب موجود در مخزن بر اساس لاگ انحراف سرعت، تخلخل زمینه (اولیه) است که در بعضی فاصله‌ها تخلخل شکستگی و حفره‌ای هم در مخزن دیده می‌شود. در آخر بر اساس شواهد غیرمستقیم (هرزروی گل حفاری)، نوع تخلخل (زمینه، شکستگی و حفره‌ای)، مقدار تخلخل و کیفیت اشباع نفت در چاه مورد نظر 18 واحد جریانی تشخیص داده شد که بر همین اساس به تعیین واحدهای جریانی با کیفیت مخزنی مناسب پرداخته شد. در سازند آسماری چاه مورد مطالعه در بازه‌ عمقی 2225 تا 2250 بیش ترین تراکم شکستگی مشاهده می شود که بر این اساس می‌توان واحد جریانی شماره 4 را به عنوان منطقه با بیش ترین تراوایی نسبی برای این سازند معرفی کرد، همچنین بیش ترین میزان تراکم شکستگی‌ها در سازند جهرم بین بازه‌ی عمقی 2475 تا 2569 قرار دارد که می‌توان بیان کرد واحد جریانی شماره 16، بیش ترین تراوایی نسبی را در سازند جهرم فراهم کرده است.

Application of triple porosity using of image logs and well logs in zonation in one of the oil wells in the southwest of Iran

AsmariJahrom reservoirs are one of the main fractured reservoirs in the southwest of Iran and the world (Nelson, 2001). It is very important to study the role of these fractures in increasing the permeability and movement of hydrocarbons along these reservoirs (Alavi, 2004, 2007; McQuillan, 1986). In this study, petrophysical logs (NPHI, RHOB, DT, GR) and image logs (FMI) in GEOLOG 7.0 and CIFLOG software were investigated. Finally, by calculating the amount of fracture and vuggy porosity and correlating them with velocity deviation log (VDL) and fracture parameters (VAH, VDC), it was shown that the amount of fracture porosity is directly related to fracture aperture (VAH) and where the velocity deviation log is negative and low, fracture parameters especially the VAH diagrams show the high peaks. Also, the predominant type of porosity in the reservoir based on the velocity deviation log is the matrix (primary) porosity, which at some distances, fracture porosity and vuggy can be seen in the reservoir. Finally, based on indirect evidence (drilling mud wastage), type of the porosity (matrix, fracture and vuggy), the amount of porosity and the quality of oil saturation in the well, 18 zones were identified, which to determine the quality zone (s) with appropriate reservoir quality. In Asmari Formation of the studied well, in the depth range of 2225 to 2250, the highest fracture density is observed, based on which Zone No. 4 can be introduced as the region with the highest relative permeability for this formation. Also, the highest fracture density in Jahrom Formation is between 2475 to 2569 depth range, which can be said that Zone No. 16 has provided the highest permeability in the Jahrom Formation.