تعیین توزیع انواع منافذ سنگ مخزن آسماری با استفاده از نشانگرهای لرزه ای سه بعدی (3d)، در یکی از میادین نفتی جنوب غرب ایران

نوع منافذ سنگ مخزن یکی از مهم‌ترین پارامترهای کنترل‌کننده کیفیت مخازن هیدروکربنی است. این پارامتر جریان سیال و تراوایی سنگ مخزن را تحت تاثیر قرار می‌دهد به همین دلیل تنوع و توزیع نوع منافذ خصوصا در مخازن کربناته پیچیده و حائز اهمیت است. در این مطالعه انواع منافذ براساس رفتار الاستیکی و پتروفیزیکی به درون ذره‌ای، انحلالی، ریزتخلخل، بین ذره‌ای، بین بلوری، بین دانه‌ای، ریز‌تخلخل آواری و شکستگی تقسیم شدند. هر یک از زیررده‌های منفذی توسط نگار انحراف سرعت و داده مغزه در امتداد چاه‌های مطالعاتی تعیین شدند. همچنین به منظور تعیین کیفیت مخزنی تحت کنترل نوع منافذ، توزیع انواع منافذ در چارچوب واحدهای جریانی از روش شاخص زون جریان نیز تعیین شدند. پس از تعیین نوع منافذ و خصوصیات پتروفیزیکی آنها در امتداد چاه‌های مورد مطالعه، از نشانگرهای لرزه‌ای به‌منظور گسترش نتایج در مقیاس میدانی استفاده شد. داده‌های لرزه‌ای سه بعدی پس از برانبارش میدان مورد مطالعه وارون‌سازی امپدانس صوتی شده و در نهایت مدل سه بعدی و نقشه‌هایی از توزیع انواع منافذ با استفاده از نشانگرهای لرزه‌ای در میدان مورد مطالعه ارائه شد که این مدل در شناسایی زون‌های مخزنی و غیر مخزنی در مقیاس میدانی کارامد می‌باشد.

Determining Pore Type Distribution in the Asmari Reservoir by Using 3D Seismic Attributes

Pore types distribution in reservoir rocks are the main factors controlling reservoir quality. Because, Pore type and pore distribution in carbonate reservoirs are very important because the pore types control fluid flow and permeability in porous media. In this study, pore types based on elastic and petrophysical behavior are classified into 3 classes (Stiff, Reference and Fracture) and 8 subclasses (Intraparticle, Moldic/Vug, Microporosity, Interparticle, Intercrystalline, Fracture, Intergranular, and Shale microporosity). Each pore type is identified based on Velocity Deviation Log (VDL) and core data along the studied wells. For the determination of petrophysical behavior of pores, their distribution is investigated within the hydraulic flow units based on Flow Zone Index method. After determining pore types and their petrophysical properties along the studied wellbores for extrapolation of the results in to the field, seismic attributes are used. Poststack seismic data are inverted, and finally 3D model and maps of pore type distribution by using of seismic attributes are established. This model is useful to determinate reservoir and nonreservoir zonation in the fieldscale.