عوامل کنترل‌کننده کیفیت مخزنی سازند بورقان در میدان نفتی فروزان، خلیج فارس

سازند بورقان با سن کرتاسه از مهمترین سنگ مخزن‌ها ‌در میادین هیدروکربنی خلیج فارس و کویت محسوب می‌شود. به منظور بررسی کیفیت مخزنی این سازند و عوامل کنترل‌کننده آن در میدان فروزان، m 62.5 مغزه، مورد مطالعات زمین‌شناسی و مخزنی قرار گرفت. این مطالعه نشان می‌دهد که سازند بورقان متشکل از ماسه‌سنگ‌های خیلی دانه ریز تا دانه متوسط، رس سنگ، شیل‌های آهکی و توالی‌های محدود کربناته بوده و از 8 رخساره رسوبی تشکیل شده است که براساس شواهد رسوب‌شناسی، در یک خلیج دهانه‌ای تحت تاثیر جزر و مد نهشته شده‌اند. این رخساره‌ها عبارتند از: (1) ماسه ‌سنگ‌های کانالی با لایه‌بندی مورب، (2) پهنه گلی/خلیج، (3) پهنه ماسه‌ای، (4) تناوب پهنه ماسه‌ای و پهنه گلی، (5) پهنه گلی تحت تاثیر دریا، (6) پهنه ماسه‌ای تحت تاثیر دریا، (7) خلیج محدود شده/باتلاق و (8) پشته اوئیدی. اندازه‌گیری مقادیر تخلخل و تراوایی نمونه‌های مغزه نشان می‌دهد که اولاً تخلخل و تراوایی، به ترتیب، در محدوده 36.3 – 3%  و 13343 md 0.6 تغییر می‌کند. ثانیاً ارتباط خوبی بین کیفیت مخزنی و رخساره‌های رسوبی سازند بورقان وجود دارد. بهترین کیفیت مخزنی سازند بورقان متعلق به ماسه‌ سنگ‌های دانه‌ریز تا متوسط کانالی است درصورتی که نمونه‌های شیلی و رس سنگی متعلق به پهنه گلی و خلیج محدود شده از تخلخل و تراوایی پایینی برخوردار بوده و به عنوان بخش‌های غیرمخزنی درنظر گرفته می‌شوند. مقایسه مقادیر تخلخل و تراوایی با پارامترهای بافتی در ماسه‌های سست سازند بورقان نیز نشان می‌دهد که ارتباط خوبی بین اندازه و جورشدگی دانه‌ها و مقادیر تخلخل و تراوایی وجود دارد.

Factors Controlling Reservoir Quality of the Burgan Formation in Foroozan Oil Field, Persian Gulf

The cretaceous (Albian) Burgan formation is one of the most important reservoirs in the hydrocarbon fields located in the Persian Gulf and Kuwait. In order to evaluate reservoir quality and the factors controlling reservoir properties, detailed geological (from lithological and sedimentological point of views) and reservoir studies (core analysis) have been carried out on 62.5 m of core samples from Burgan reservoir in the Foroozan field. This study shows that the Burgan formation, which mainly consists of very fine to mediumgrained sandstone, claystone, carbonaceous shale, and some limited carbonate intervals, includes eight sedimentary facies deposited on a tidedominated estuary system. These are: (1) crossbedded channel sandstones, (2) mud flat/bay, (3) sand bar, (4) sand flat/mud flat alternation, (5) marineinfluenced mud flat/shore face, (6) marine influenced sand flat/shore face, (7) restricted bay/marsh, and (8) oolitic shoal. Core porosity and permeability measurements of Burgan core plugs show that the porosity and permeability range from 3 to 36.3% and 0.6 to 13343 mD respectively. Core porosity and permeability values indicate that there is a good relationship between reservoir properties and depositional facies of the Burgan formation. Fine to mediumgrained channel sandstones have the best reservoir quality, whereas shale and claystone samples belonging to mud flat to restricted bay/marsh settings have low porosity and permeability and considered as nonreservoir intervals. A comparison between core porosity/permeability values and grain size and textural parameters of the Burgan unconsolidated sands shows a good relationship between reservoir quality and grain size/sorting.