بهبود ارزیابی پتروفیزیکی مخزن آسماری با استفاده از روش توموگرافی میان‌چاهی در یکی از میادین نفتی جنوب غرب ایران

در این مطالعه مخزن آسماری در 39 حلقه چاه یکی از میادین نفتی جنوب غربی زاگرس، واقع در فروافتادگی دزفول با استفاده از روش توموگرافی میان‌چاهی داده‌های نگار گاما و داده‌های تخلخل مغزه بررسی شده است. به این منظور مدل‌های دو‌بعدی و سه‌بعدی نگار گاما و تخلخل مغزه در 4 زون مخزنی سازند آسماری توسط نرم‌افزار پترل طراحی گردید. از میان برش‌های تهیه شده نگار گاما و تخلخل از هر زون، 2 برش از بخش‌های بالایی و پایینی زون‌ها انتخاب و در کل 8 برش توموگرافی از 10 چاه کلیدی تهیه و با یکدیگر مقایسه شدند. نتایج حاصل از مدل‌های توموگرافی نگار گاما و تخلخل بسیار به هم نزدیک و قابل انطباق بوده و نشان می‌دهد بین میزان نگار اشعه گاما و تخلخل در برش‌های ساخته شده سازند آسماری در چاه‌های مورد مطالعه یک رابطه معکوس وجود دارد. همچنین با افزایش میزان دولومیتی شدن در زون‌ها، خصوصیات پتروفیزیکی تغییر و مقدار تخلخل افزایش یافته است. بر مبنای مدل توموگرافی میان‌چاهی میدان نفتی مورد مطالعه مشخص شد که زون 2 با کمترین مقدار گاما و بیشترین مقدار دولومیتی شدن، دارای تخلخل بالاتر نسبت به سایر زون‌ها بوده و می‌تواند هدف اصلی چاه‌های تولیدی در میدان باشد. از آنجایی که مغزه‌گیری چاه‌ها با هزینه و زمان زیادی همراه است، می‌توان با استفاده از روش توموگرافی میان‌چاهی به نتایج بسیار نزدیک و دقیق به داده‌های مغزه‌گیری چاه دست یافت. بنابراین پیش از اقدام به افزایش حفاری‌ها در منطقه، برای کسب اطلاعات کلی، انجام مطالعات توموگرافی می‌تواند بسیار مفید باشد.

Improvement of petrophysical evaluation of the Asmari reservoir by using of well log tomography method in an oil field from southwest of Iran

In this study, the Asmari reservoir in 39 wells in one of the oil fields of southwestern Zagros, located in the Dezful region, was investigated using well log tomography of Gamma ray logs and core porosity data. For this purpose, twodimensional and threedimensional models of gamma and core porosity logs in 4 reservoir zones of Asmari Formation have been designed by Petrel software. Among the slice of Gama log and porosity data, 2 slice were selected from the upper and lower sections of the zones, and a total of 8 tomographic sections from 10 key wells were prepared and compared with each other. The results of gamma logs and porosity tomography models are very close and compatible with each other and show that there is an inverse relationship between gamma values and porosity in the slices made by Asmari Formation in the studied wells. Also, with increasing dolomitization in the zones, the petrophysical characteristics have changed and the amount of porosity has increased. Based on the well log tomography model of the studied oil field, it was found that zone 2 with the lowest gamma value and the highest dolomite value, has higher porosity than other zones and can be the main target of production wells in the field. Since drilling wells is expensive and time consuming, it is possible to achieve very close and accurate results of well drilling using well log tomography. Therefore, tomography studies can be very useful before increasing excavations in the area for general information.