تعیین واحدهای جریان با استفاده از روش منطقه‌بندی آماری و نمودار لورنز اصلاح شده بر مبنای چینه‌نگاری در میدان گازی تابناک

هدف از بررسی ویژگی‌های مخزن، مشخص کردن توزیع فضایی شاخص‌های پتروفیزیکی مانند تخلخل و تراوایی می‌باشد. روابط تخلخل و تراوایی می‌تواند در چارچوب واحدهای جریانی و به منظور تعیین سنگ‌های مخزنی ناهمگن به کار گرفته شود. یک واحد جریان، حجمی از سنگ مخزن است که به طور عمودی و جانبی پیوسته و قابل پیش‌بینی بوده و خصوصیات زمین‌شناسی و پتروفیزیکی تاثیرگذار بر جریان سیال در درون آن ثابت می‌باشد. تعیین واحدهای جریانی در مخزن و بررسی آنها، برای شناخت دقیق مخزن و نیز برای شبیه‌سازی مخزن توسط نرم‌افزارهای شبیه‌سازی، ضروری است. در این مطالعه واحدهای جریانی بر اساس دو روش منطقه‌بندی آماری و نمودار لورنز اصلاح شده بر مبنای چینه‌نگاری (smlp)، در میدان گازی تابناک مشخص شده است. برای تعیین این واحدها، از تلفیق داده‌های پتروفیزیکی و مقایسه تخلخل و تراوایی مغزه در سه چاه استفاده شده است. با مقایسه واحدهای جریانی حاصل از این دو روش مشخص شد که تطابق نسبتاً خوبی در زون‌های تراوا میان روش‌های مذکور وجود دارد.

Identification of Flowunits Using Methods of Statistical Zonation and Application of Stratigrafic Modified Lorenz Plot in Tabnak Feild

The goal of investigating reservoir characteristics is to determine petrophysical properties such as porosity and permeability. The porosity and permeability relationships in the framework of flow units can be used to characterize heterogeneous reservoir rocks. A flow unit is defined as a volume of reservoir rock which is laterally and vertically correlatable and predictable. Moreover, the geological and petrophysical properties which affect the fluid flow within a reservoir are constant. Determining and investigating flow units in a reservoir are necessary in order to characterize the reservoir precisely and simulate it with simulation software packages. In this study, flow units were calculated with two methods, namely the statistical reservoir zonation technique and stratigraphic modified Lorenz plot (SMLP), in Tabnak gas field. To determine these units, the combinations and comparison of petrophysical properties, such as porosity and permeability, of three wells were used. The comparison of results showed that flow units determined by these two approaches were nearly in agreement.