ارزیابی ویژگی‌های مخزنی سازند سروک در میدان نفتی یادآوران بر اساس داده‌های پتروگرافی و پتروفیزیکی

میدان یادآوران یکی از میادین نفتی ایران است که در فاصله 130 کیلومتری باختر اهواز در نقطه صفر مرزی با عراق و در مجاورت تالاب هورالهویزه قرار گرفته و با میدان مجنون عراق، در مخزن نفتی مشترک است. مهم‌ترین مخزن این میدان، سازند سروک (آلبین بالاییتورونین) به همراه سازند ایلام از گروه بنگستان دومین مخزن نفتی مهم حوضه زاگرس را پس از سازند آهکی آسماری تشکیل می‌دهند. به‌منظور ارزیابی ویژگی‌های مخزنی سازند سروک بر اساس داده‌های پتروفیزیکی و پتروگرافیکی در میدان نفتی یادآوران تعداد 1 حلقه چاه انتخاب و مورد تجزیه‌وتحلیل قرار گرفت. بر اساس بررسی کراس پلات‌های انتخابی سنگ‌شناسی غالب سازند سروک با ضخامت 640 متر در چاه مورد مطالعه سنگ‌آهک تعیین شد. بر اساس مطالعه 500 برش نازک تهیه شده از خرده‌های حفاری و مغزه‌ها تعداد 10 ریزرخساره کربناته شناسایی گردید که در یک رمپ کربناته هم‌شیب رسوب‌گذاری شده‌اند. فرایندهای دیاژنزی عمده که بر روی سازند سروک تاثیرگذار بوده‌اند شامل نوشکلی، زیست‌آشفتگی، میکرایتی شدن، دولومیتی شدن، انحلال، سیمانی شدن، فشردگی، پیریتی شدن، هماتیتی شدن و شکستگی هستند. انواع اصلی تخلخل‌های شناسایی شده در سازند سروک به ترتیب شامل تخلخل حفره‌ای، درون‌دانه‌ای، بین‌دانه‌ای، قالبی و شکستگی‌های میکروسکوپی است که درصد تخلخل حفره‌ای از سایر تخلخل‌های شناسایی شده بیش تر است. مجموع مطالعات پتروگرافیکی و پتروفیزیکی نشان داد که می‌توان مخزن سروک را در ناحیه مورد مطالعه به تعداد 5 زون مخزنی اصلی و 4 زیر زون مخزنی فرعی (در مجموع 9) زون مخزنی تفکیک کرد که در میان زون‌های مخزنی معرفی شده تنها زون‌های اصلی 2، زیر زون فرعی 41، 43 و تا حدی زیر زون فرعی 52 کیفیت مخزنی مناسبی را دارا هستند. همچنین مطالعات پتروفیزیکی نشان داد که مجموعاً در کل ستبرا سازند مقادیر حجم شیل پایین (کمتر از 5 درصد) است. نتایج محاسبات تخلخل کل نشان می‌دهد که زون 2 بیش ترین میانگین تخلخل مفید (7/7%) و زون 4 با میانگین تخلخل مفید (7/3%) در رتبه بعدی قرار دارد. بیش ترین میانگین اشباع آب محاسبه شده 90 درصد و مربوط به زون 5 و کمترین میانگین اشباع آب نیز مربوط به زون‌های 2 و 4 به ترتیب معادل %41 و %47 است. با توجه به میانگین پارامترهای مخزنی محاسبه شده در چاه مورد مطالعه زون‌های اصلی 2 و 4 به دلیل نسبت زون خالص به ناخالص (0/576) بالاتر، میانگین تخلخل بالاتر، میانگین اشباع آب کمتر و حجم شیل پایین‌تر پتانسیل مخزنی مطلوب‌تری نسبت به بخش‌های دیگر سازند سروک دارد.

Properties reservoirs assessment of Sarvak formation in Yadavaran oil field based on petrographical and petrophysical data

Yadavaran oil field is one of the oil fields in Iran which located 130 km west of Ahwaz, at a zero point border with Iraq and in the vicinity of the Hural Hoveyzah wetland, and is located in the Iraqi Majnoon field in a joint oil reservoir. The most important reservoir of this field is the Sarvak Formation (Upper Albian Turonian) from the Bangestan Group which, together with the Ilam Formation, forms the second major reservoir of Zagros Basin after the Asmari Formation. In order to evaluate the reservoir characteristics of the Sarvak Formation based on petrophysical and petrographical data in Yadavaran oilfield, one well was selected and analyzed. Based on the petrophysical cross plots, Sarvak Formation with the thickness of 640 meters is conformed of limestone. Based on the study of 500 thin sections of the cutting samples and cores, 10 carbonate microfacies were identified that were deposited in a carbonate ramp. Major diagenetic processes affecting the Sarvak Formation include neomorphism, bioturbation, micritization, dissolution, cementation, compaction, piritization, hematitization, and fractures. The main types of porosities identified in Sarvak Formation are vuggy porosity, intercrystaline, molding, and microscopic fractures, which have higher permeabilities than the other porosities detected. The sum of petrographic and petrophysical studies showed that the Sarvak reservoir can be divided into 5 main reservoir zones and 4 subreservoir zones (9 in total) in the study area. Zone number 2, subzone 41, 43, and some parts of subzone 52 have good reservoir quality. Studies also showed that the sections of this formation have a low amount of shale (less than 5%). Also, petrophysical studies showed that the total shale volume is low (less than 5%) in the total thickness of the formation. Total pore porosity results show that zone 2 has the highest useful porosity average (7.7%) and zone 4 is of a good porosity average (7.3%). The highest mean saturated water content belongs to zone 5 and is equal to 90%. The lowest mean saturation of water is also attributed to Sarvak 3 and Sarvak 4, 41% and 47% respectively. Considering the average reservoir parameters calculated in the studied well, main zones 2 and 4 due to their higher nettogross ratio (0.576), higher mean porosity, lower mean water saturation, and lower shale volume, these zones have more favorable reservoirs potential than other parts of Sarvak formation.