بررسی عوامل کنترل‌کننده کیفیت مخزنی و معرفی واحدهای جریانی سازند فهلیان در یکی از میادین نفتی دشت آبادان، جنوب غرب ایران

سازند فهلیان (کرتاسه آغازین) از مخازن مهم نفتی در بسیاری از میادین حوضه زاگرس به‌ویژه فروافتادگی دزفول و دشت آبادان محسوب می‌شود. به منظور بررسی ویژّگی‌های رخساره‌ای، محیط رسوبی و کیفیت مخزنی این سازند در یک چاه از یکی از میدان‌های واقع در دشت آبادان، نتایج مطالعات پتروگرافی مقاطع نازک میکروسکوپی، آنالیز معمول مغزه (تخلخل تراوایی) و نمودارهای پتروفیزیکی تلفیق شده است. آنالیز رخساره‌ای منجر به شناسایی 9 ریزرخساره در توالی کربناته و 2 پتروفاسیس در بخش کربناته آواری توالی مورد مطالعه گردید. ریزرخساره‌های کربناته در زیرمحیط‌های لاگون و شول، درحالی‌که پتروفاسیس‌های مرتبط با بخش کربناته آواری در زیر محیط پهنه جزر و مدی تفسیر شده‌اند. براساس شواهد به‌دست آمده در این مطالعه و مقایسه با نتایج مطالعات گذشته، می‌توان پیشنهاد نمود که سازند فهلیان در بخش کم‌عمق یک سکوی رمپ کربناته همشیب نهشته شده است. بررسی‌های پتروگرافی نشان می‌دهد که دیاژنز تاثیر عمده‌ای به‌صورت مثبت و منفی در سازند فهلیان داشته و به‌میزان عمده‌ای توزیع سیستم منافذ را کنترل نموده است. روش پتروفیزیکی لورنز اصلاح‌شده بر مبنای چینه‌نگاری جهت تعیین واحدهای جریانی استفاده گردید. نتایج نشان داد که این روش به‌خوبی ارتباط رخساره‌ها و فرآیندهای دیاژنزی را با واحدهای جریانی مختلف نشان می‌دهد و می‌تواند به‌طور موثر در واحد‌بندی مخزن استفاده گردد. براساس روش لورنز اصلاح‌شده، 10 واحد جریانی شامل 4 واحد مخزنی (2 واحد سرعت و 2 واحد معمولی)، 3 واحد جریانی آشفته، 2 واحد جریانی سدی و 1 واحد جریانی حد واسط مخزنی/ بافلی شناسایی شد.

Investigating the Factors Controlling Reservoir Quality and Introducing Flow Units of the Fahliyan Formation in One of the oilfield in the Abadan Plain, the Southwest of Iran

The Fahliyan Formation (Early Cretaceous) forms one of the main oil reservoir rocks in many oilfields in the Zagros specifically in the Dezful Embayment and Abadan Plain. For investigation of facies characteristics, depositional environment, diagenetic overprints and reservoir quality of this formation in one of the wells of an oilfield located in Abadan Plain province, the results of geological and petrophysical data including petrographic studies of thin sections, conventional core analysis and well logs were integrated. Facies analysis resulted in recognition of nine microfacies in the carbonate and two petrofacies in the siliciclasticcarbonate parts in the studied well. In addition, the carbonate microfacies were deposited in lagoon and shoal subenvironments, whereas petrofacies related to the siliciclastics dominated part falls within tidal flat environment. Based on evidences obtained in this study and comparison with the results from previous studies, it can be suggested that the Fahliyan Formation was deposited on shallow parts of a homoclinal carbonate ramp. Moreover, petrographic analysis demonstrates that diagenetic features have considerable both negative and positive effects on the reservoir characteristics and mainly regulate pore system characteristics. To identify flow units, a petrophysical method including stratigraphic modified Lorenz plot (SMLP) was applied. The results indicate that this method successfully classified the studied reservoir into discrete flow units by considering the relationship between petrophysical properties and depositional and diagenetic features. Finally, Based on SMLP method, ten flow units including four reservoir units (two speed zone and two good to fair flow units), three baffle units, two barrier units and one bafflefair flow unit were differentiated.