بررسی نقش نوع و اندازه شعاع گلوگاه منافذ در تعیین واحد‌های جریانی با استفاده از نمودار انحراف سرعت و داده‌های مغزه‌ در میدان نفتی دورود، سازند فهلیان

گونه‌های سنگی پتروفیزیکی به بخشی از مخزن اطلاق می‌شود که از لحاظ ویژگی‌های زمین‌شناسی و پتروفیزیکی دارای خواص مشابهی باشد. به این دلیل برقراری ارتباط بین واحد‌های زمین‌شناسی و پتروفیزیکی می‌تواند در درک هرچه بهتر ناهمگنی مخزن به ویژه در کربنات‌ها که به شدت در اثر فرآیند‌های دیاژنزی از لحاظ نوع و اندازه شعاع گلوگاه متنوع هستند، مفید باشد. نوع و اندازه شعاع گلوگاه منافذ به عنوان پارامترهایی که محصول فرآیند زمین‌شناسی (رسوب‌گذاری و دیاژنز) هستند، خواص پتروفیزیکی سنگ مخزن را کنترل می‌کنند. بنابراین این دو پارامتر بهترین ابزار برای برقراری ارتباط بین ویژگی‌های زمین‌شناسی و پتروفیزیکی در هر واحد سنگی پتروفیزیکی هستند. در این پژوهش از سه روش شاخص زون جریان، روش وینلند و گونه‌های سنگی ناپیوسته برای تعیین گونه‌های سنگی پتروفیزیکی استفاده شده است. شاخص زون جریان عملکرد بهتری نسبت به روش‌های دیگر دارد؛ هرچند که دو روش‌ دیگر نیز کابرد مفیدی دارند. برای تعیین نوع و اندازه شعاع گلوگاه منافذ در پنج واحد جریانی شناسایی شده به روش شاخص زون جریان نیز از نمودار انحراف سرعت برای تعیین توزیع پیوسته نوع منافذ و داده‌های تزریق جیوه برای اندازه‌گیری شعاع گلوگاه منافذ، استفاده شده است. براساس نتایج به‌دست آمده از این مطالعه بهترین واحد‌های جریانی مطابق با انحراف سرعت مثبت و صفری است که داری منافذ حفره‌ای مرتبط به هم و بین دانه که محصول فرآیند انحلال (دیاژنز) و رسوب‌گذاری است. نتایج نشان دهنده این است که کیفیت مخزنی سازند فهلیان تحت تاثیر دو عامل دیاژنز و رسوب‌گذاری است اما در حالت کلی دیاژنز سهم بیشتری در تعیین کیفیت مخزنی سازند فهلیان داشته است.

Investigating the Role Pore Type and Pore Throat Size Radius in Determining the Flow Units using the Velocity Deviation Log and Core Data in Dorood Oilfield, Fahliyan Formation

Petrophysical rock type is a part of the reservoir that has the same properties such as geological and petrophysical characteristics. Therefore, the relationship between geological and petrophysical units can be useful for understanding the heterogeneity of the reservoir, especially in carbonates, which are highly variable from the pore type and pore throat size radius viewpoints due to the effect of diagenetic processes. The pore type and pore throat size radius as parameters which are relevant to the product of the geologic process (depositional and diagenesis) control the petrophysical properties of the reservoir. Accordingly, these two parameters are the best tools for communicating the geological and petrophysical characteristics of each petrophysical rock unit. In this paper, three methods including flow zone indicator, Winland R35, and discrete rock types (DRT) were used to determine the petrophysical rock type. The results show that the flow zone index outperforms the other methods, although the other two methods can have useful applications. To determine pore type and pore throat size radius in five flow units, which were identified by the flow zone indicator method, the velocity deviation log was used. Moreover, to determine the continuous distribution pore type the velocity deviation log was used. In addition, mercury injection data were employed to measure pore throat size radius. According to the results obtained from this study, the best flow units are in accordance with positive and zero velocity deviations, which have interconnected vuggy and intergranular which are the product of the dissolution (diagenesis) and depositional process. Finally, the results indicate that the reservoir quality of the Fahliyan Formation is affected by the two factors of diagenesis and sedimentation, but in general, diagenesis has the most contribution to determine the all reservoir quality of the formation.