تعیین شاخص‌های ناهمگنی پتروفیزیکی براساس نگارهای متداول و تصویرگر در مخزن سروک در یکی از میادین نفتی فروبار دزفول

در این مطالعه مخزن سروک یکی از میادین نفتی فربار دزفول از نظر ناهمگنی مورد مطالعه قرار گرفت. عوامل متعدد زمین شناسی در سازندهای کربناته نظیر سازند سروک باعث بروز ناهمگنی می‌شوند که به طور مسلم تاثیر به سزایی بر روی پارامترهای پتروفیزیکی و سایر خصوصیات مخزنی دارد. شاخص ناهمگنی از دیدگاه پتروفیزیکی با استفاده از نگارهای متداول پتروفیزیکی، یا نگار پیشرفته تصویری fmi قابل بررسی می باشد. در این مطالعه، شاخص ناهمگنی با استفاده از دو روش در دو چاه میدان مورد مطالعه مورد بررسی و مقایسه قرارگرفت. شاخص ناهمگنی در رویکرد اول با استفاده از معیارهای سنجش متداول اعم از ضریب دکسترا-پارسون، ضریب لورنز و ضرایب تغییرات تخلخل و تراوایی بر روی نگارهای متداول محاسبه گردید. مقدار این شاخص، در رویکرد دوم براساس نگار تصویرگر پیشرفته و با استفاده از شاخص جورشدگی انجام گرفت. براساس این مطالعه، مشخص گردید، ضریب همبستگی بالایی مابین ضرایب تغییرات تخلخل و تراوایی و ضریب لورنز با شاخص جورشدگی نگار تصویرگر در چاه های مورد مطالعه وجود دارد (حداکثر 60 درصد). با توجه مقادیر محاسبه شده شاخص جورشدگی نگار تصویرگر به عنوان شاخص ناهمگنی، زون lsb2 مخزن سروک کمترین مقدار ناهمگنی و زون lsg بیشترین مقدار ناهمگنی را دارد. دلیل بروز ناهمگنی در این سازند و در زون های مورد مطالعه تا حد زیادی متاثر از فرایندهای دیاژنزی می‌باشد. 

determination of the heterogeneity index based on petrophysical and image logs in the sarvak reservoir of an oilfield located in the dezful embayment

in this study, the heterogeneity of the sarvak reservoir in an oil field located in the dezful embayment was studied. the occurrence of heterogeneity is primarily attributed to various geological factors in carbonate formations, including the sarvak formation, resulting in significant impacts on petrophysical and other reservoir characteristics. the heterogeneity index can be calculated using conventional petrophysical logs or advanced fmi image logs from petrophysical point of view. the heterogeneity index was calculated in this study using two methods across two wells. the index was measured using conventional methods such as dykstra parsons coefficient, lorenz coefficient, and coefficients of variations of porosity and permeability based on conventional logs. in contrast, the second method used fmi logs to obtain the index by calculating the sort index as a measure of heterogeneity. based on this study, there is a high correlation coefficient between the coefficients of variations of porosity and permeability and the lorenz coefficient with the image log index in the two studied wells (up to 60%). this study indicated the lsb2 zone has the lowest heterogeneity value while the lsg zone has the highest heterogeneity value in this field based on sort index of fmi log. the heterogeneity found in this reservoir is primarily due to diagenetic processes.