بررسی دیاژنز، ژئوشیمی و کیفیت مخزنی سازند فهلیان در یکی از میادین نفتی جنوب غرب ایران

سازند فهلیان (کرتاسه آغازین) از مخازن مهم نفتی در بسیاری از میادین حوضه زاگرس نظیر دشت آبادان و خلیج فارس محسوب می‌شود. به منظور بررسی دیاژنز، ژئوشیمی و کیفیت مخزنی این توالی کربناته در یکی از میادین واقع در ناحیه دشت آبادان، نتایج مطالعات زمین‌شناسی-پتروفیزیکی شامل مطالعه پتروگرافی مقاطع نازک میکروسکوپی، آنالیز معمول مغزه (تخلخل- تراوایی)، آنالیز پراش اشعه ایکس، نمودارهای پتروفیزیکی، آنالیز ایزوتوپ کربن-اکسیژن و آنالیز عنصری همراه با مطالعات میکروسکوپ الکترونی و کاتودولومینسانس تلفیق شده است. این سازند تحت تاثیر فرآیندهای دیاژنزی مختلفی شامل میکرایتی‌شدن، آشفتگی‌زیستی، تراکم، سیمانی‌شدن، انحلال، دولومیتی‌شدن و شکستگی قرار گرفته است. سیمانی‌شدن کلسیتی، تراکم و دولومیتی‌شدن فراگیر عوامل اصلی کنترل‌کننده کاهش تخلخل و تراوایی می‌باشند، در حالی که انحلال (به صورت حفره‌ای و قالبی) و شکستگی، کیفیت مخزنی توالی مورد مطالعه را افزایش داده‌اند. تخلخل و تراوایی مغزه در بخش مخزنی سازند فهلیان در توالی مورد مطالعه به ترتیب دارای تغییراتی در محدوده 0.01 تا 27.5% و کمتر از 0.01 تا بیشتر از md 630 می‌باشد. این تغییرات در تخلخل و تراوایی شدیداً وابسته به فرآیندهای دیاژنزی با پیروی از الگوی تغییرات رخساره‌ای است. بررسی‌های کیفیت مخزنی نیز نشان می‌دهد که دیاژنز تاثیر عمده‌ای به صورت مثبت و منفی در سازند فهلیان داشته و به میزان عمده‌ای توزیع سیستم منافذ را کنترل نموده است. با استفاده از داده‌های ژئوشیمی عنصری و ایزوتوپی اکسیژن و کربن یک سطح مطابق با حداکثر پایین افتادگی سطح نسبی آب دریا شناسایی گردید که می‌توان نتیجه گرفت که دیاژنز جوی تاثیر زیادی در بهبود کیفیت مخزنی توالی زیرین این سطح داشته است. به جهت بررسی کیفیت مخزنی رخساره ها و ایجاد ارتباط بین رخساره‌ها با رده‌های پتروفیزیکی لوسیا و تعیین گونه‌های سنگی، داده‌های تخلخل و تراوایی مربوط به رخساره‌های بخش پایینی (مخزنی) سازند فهلیان بر روی نمودار لوسیا ترسیم و منجر به تفکیک چهار گونه سنگی متفاوت گردید؛ در بین آنها فلوتستون/ باندستون-گرینستون از کیفیت مخزنی بالاتری برخوردار است. در راستای تعیین واحدهای جریانی از دو روش پتروفیزیکی شامل شاخص زون جریانی و شعاع گلوگاه تخلخل در اشباع 35% جیوه استفاده گردید. نتایج نشان داد که شاخص زون جریانی و شعاع گلوگاه تخلخل، عمدتاً ناهمگنی‌های مخازن کربناته را در مقیاس کوچک آشکار می‌کند. بر اساس روش شاخص زون جریانی، یک واحد غیر مخزنی و چهار واحد جریانی و بر اساس روش شعاع گلوگاه تخلخل در اشباع 35% جیوه چهار گونه سنگی و یک گونه غیرمخزنی با توجه به اندازه منافذ شناسایی گردید.

diagenesis, geochemistry and reservoir quality of the fahliyan formation in one of the oil fields in southwestern iran

the fahliyan formation (early cretaceous) is considered to be one of the major oil reservoirs in many fields of the zagros sub-basins such as the abadan plain and the persian gulf. in order to investigate the diagenesis, geochemistry and reservoir quality of this carbonate succession in one of the fields located in the abadan plain, the results of geological-petrophysical studies including petrographic study of microscopic thin sections, conventional core analysis (porosity-permeability), xrd, petrophysical diagrams, carbon-oxygen isotope and elemental geochemical analysis are combined with sem and cl microscopy. this formation has been affected by various diagenetic processes, including micritization, bioturbation, compaction, cementation, dissolution, dolomitization, and fracturing. moreover, calcite cementation, compaction and extensive dolomitization are the main factors that have controlled the decrease of porosity and permeability, while dissolution (in the form of voids and molds) and fracturing have increased the reservoir quality of the studied succession. the core porosity and permeability data in the reservoir part of the fahliyan formation range from 0.01 to 27.5% and from less than 0.01 to more than 630 md. these changes in porosity and permeability are strongly dependent on diagenetic processes that follow the pattern of facies changes. in addition, reservoir quality studies also show that diagenesis has had a major positive and negative impact on the fahliyan formation and has largely controlled the distribution of the pore system. using elemental geochemistry and oxygen and carbon isotopic data, a surface corresponding to the maximum relative sea-level fall was identified. the porosity and permeability data associated with the facies of the lower (reservoir) part of the fahliyan formation were plotted on the lucia diagram resulting in the separation of four different rock types, among which the floatstone/bondstone-greenstone has a higher reservoir quality. moreover, two petrophysical methods were used to determine flow units, including flow zone index and porosity throat radius at 35% mercury saturation. based on the fzi method, one non-reservoir unit and four reservoir flow units were identified, and based on the porosity throat radius method at 35% mercury saturation, four rock types and one non-reservoir rock type were identified according to the pore size.