بررسی تغییرات رخساره ای، محیط رسوبی و فرآیند های دیاژنزی موجود در مرزهای سکانسی سازند کنگان و تاثیر آن بر کیفیت مخزنی، براساس طبقه بندی لوسیا، درمیادین سلمان و لاوان

سازند کنگان با سن تریاس بزرگترین ذخایر گازی در خاور میانه و جهان را دارا می‌باشد. این سازند در میدان سلمان (شامل m 187 ضخامت در چاه 2sk-1 و m 189 ضخامت در چاه 2skd-1) و در میدان لاوان (شامل m 186 ضخامت در چاه ln-3)، همراه با توالی کربناته، سنگ آهک، آهک دولومیتی، دولومیت به همراه میان لایه‌های انیدریتی، مارن و شیل (در مرز کنگان) می‌باشد. طبق مطالعات میکروسکوپی در چاه‌های مذکور، تعداد 15 رخساره در قالب 4 کمربند رخساره‌ای سبخا، جزرومدی، لاگون و سد شناسایی شده است. بر اساس رخساره‌های شناسایی شده محیط رسوب‌گذاری این سازند را می‌توان یک رمپ کربناته معرفی کرد. فرآیندهای دیاژنزی شناخته شده در سازند کنگان که بر روی کیفیت مخزنی موثر می‌باشند، عبارتند از: تراکم مکانیکی و شیمیایی، سیمان انیدریتی و کلسیتی به عنوان کاهش‌دهنده کیفیت مخزنی و انحلال، دولومیتی شدن و شکستگی را به عنوان افزایش‌دهنده کیفیت مخزنی نام برد. انواع تخلخل‌های مشاهده شده عبارتند از: تخلخل‌های درون دانه‌ای، قالبی، فنسترال، حفره‌ای، درون ذره‌ای و حاصل از شکستگی. تغییرات عمودی رخساره‌ها نیز نشان‌دهنده 3 سکانس رسوبی رده سوم و 5 سکانس رسوبی رده چهارم در میدان سلمان و لاوان است. هر سکانس از دو دسته رخساره tst (دربرگیرنده رخساره‌های پهنه جزر و مدی، لاگون، پشت سد) و hst (دربردارنده رخساره‌های جزرومدی و سدی) در واحدهای مخزنی k1 و k2 است. مطالعه کیفیت مخزنی در سکانس‌های سازند کنگان نیز با توجه به توزیع و تفکیک نمونه‌ها از لحاظ رخساره‌های دانه پشتیبان و گل پشتیبان، به سمت مرز mfs ( حداکثر غرقابی) و ابتدا و انتهای سیستم تراکت hst (مربوط به محیط رسوبی لاگون تا سد)، با وجود سیمان‌های دولومیتی متوسط تا درشت بلور در مرز سکانس‌ها و تاثیر کمتر سیمان‌های انیدریتی و کلسیتی در تخلخل‌های به وجود آمده نشان‌دهنده قرارگیری واحدهای مخزنی سازند کنگان درکلاس 1 و 2 لوسیا می‌باشد.

study of facies changes, sedimentary environment and diagenetic processes in sequence boundaries of kangan formation and its effect on reservoir quality according to lucia›s classification, in salman and lavan fields

kangan formation with triassic age, it has the largest gas reserves in the middle east and the world. this formation is in salman field (including 187 meters of thickness in the 2sk-1 well and 189 meters of thickness in the 2skd-1 well) and in lavan field (including 186 meters of thickness in ln-3 well), and with the sequence of carbonate, limestone, dolomite limestone, dolomite with anhydrite layer, marl and shale (on the kangan formation). according to microscopic studies in the mentioned wells, 15 faces were identified which belong to four facies belts: sabkha, tidal flat, lagoon and shoal. based on the identified microfacies, a homoclinal carbonate ramp can be introduced. the known diagenesis processes in the kangan formation, which are effective on the reservoir quality are: mechanical and chemical compaction, anhydrite and calcite cement as a reservoir quality reducer and dissolution, dolomitization and fracturing can be mentioned as increasing reservoir quality. the types of porosity observed are: intragranular porosity, moldic, fenestral, vuggy, intraparticle, and fracture. the vertical changes of the facies indicate three third-order depositional sequences and five fourth-order depositional sequences in salman and lavan fields. each sequence consists of two system tracts, tst (including intertidal, lagoon, back shoal) and hst (including intertidal and shoal) in reservoir units k1 and k2. reservoir quality study also according to distribution and separation of samples of grain supported and mud supported facies, sedimentary environment and the size of dolomite crystals, compared to the available porosities and permeability, indicates class 1 and 2 of lucia.