عنوان پایان‌نامه
مقایسه ویژگیهای رسوبی دیانژنری و مخزنی مهمترین مخازن کربناتی پرمین تا میوسن جنوب و جنوب غرب ایران
- رشته تحصیلی
- زمین شناسی-رسوب شناسی وسنگ شناسی رسوبی
- مقطع تحصیلی
- دکتری تخصصی PhD
- محل دفاع
- کتابخانه پردیس علوم شماره ثبت: 3641;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 39571
- تاریخ دفاع
- ۲۳ شهریور ۱۳۹۴
- دانشجو
- بهروز اسرافیلی دیزجی
- استاد راهنما
- حسین رحیم پوربناب
- چکیده
- میدان پارس جنوبی دومین مخزن بزرگ گازی دنیا است که در سال 1990 کشف شده است. تولید این میدان از توالی های پرموتریاس (بخش فوقانی سازند دالان و سازند کنگان) می باشد. آنالیز رخساره های رسوبی در این توالی ها نشان داد که این سنگ مخزن دارای 14 رخساره می باشد که در جایگاههای سوپراتایدال، اینترتایدال، لاگون، شل و دور از شل رسوبگذاری کرده است. در مقیاس وسیع این محیط قسمتهای بسیار کم عمق (بخش داخلی) یک سیستم رمپ هموکلینال و یا اپیریک کربناته با انرژی نسبتاً کم و شیب بسیار ملایم می باشد. بررسی های پتروگرافی و ژئوشیمیایی نشان داده است که دیاژنز سنگ مخزن تابع رخساره ها و روند های رسوبی بوده است. فرآیندهای دولومیتی شدن، انحلال، تشکیل ندولهای انیدریتی و بلورهای تبخیری، نئومورفیسم دولومیت و کلسیت، پایدار شدن کانیهای ناپایدار، سیمانی شدن، تراکم فیزیکی و شیمیایی و شکستگی از فرآیندهای عمده مخزنی است. این توالی ها تحت تغییرات دیاژنزی سه محیط دیاژنزی اصلی دریایی و یا حین رسوبگذاری، متئوریک و تدفینی بوده است. مدل دیاژنزی مخزنی چهار مرحله ای دیاژنز حین رسوبگذاری، هیپرسالین، متئوریک و تدفینی ارائه شده است. به طور کلی می توان گفت این توالی ها تحت تأثیر یک دیاژنز کم عمق شدید با دیاژنز تدفینی ساده بعد از آن بوده است. آنالیز سکانس استراتیگرافی تلفیقی با استفاده از داده های پتروگرافیکی، ژئوشیمیایی و لاگ مشخص نمود که چهار سکانس رده سه با ژئومتری کیک لایه ای در سنگ مخزن وجود دارد. این سکانسها با سکانس های تعیین شده توسط دیگر محققین رابطه نزدیک داشته و منشأ ایجاد این سکانس ها به به تغییرات یوستازی نسبی سطح آب دریا نسبت داده می شود. توزیع کیفیت مخزنی با این سکانسهای در ارتباط است. به منظور بررسی کنترل کننده های اصلی کیفیت مخزنی و ارتباط آن با تاریخچه رسوبی و دیاژنزی سنگ مخزن، مطالعات در دو مقیاس ماکروسکوپی و میکروسکوپی صورت گرفته است. مطالعات مشخص کرده که سنگ مخزن میدان پارس جنوبی در مقیاسهای مختلف بسیار هتروژن می باشد. هتروژنزی ماکروسکوپی توسط بافت و رخساره های رسوبی، سد جریانی ترومبولیتی، کانی شناسی و لیتولوژی، سیمانی شدن، انحلال، استیلولیتی شدن و شکستگی کنترل می شود. در این مقیاس مطالعه تمامی شواهد حاکی از این است که کلیه ویژگیهای فیزیکی و شیمیایی سنگ مخزن در مقیاس کل مخزن آناتومی چینه بندی شده داشته و به موازات طبقات رسوبی دارد. بنابراین می توان نتیجه گرفت که با وجود اثر دیاژنزی، خصوصیات سنگ مخزن در این مقیاس از روندهای رسوبی اولیه و شرایط پلتفرم دیرینه به ارث رسیده است. از آنالیزهای رخساره حفرات در بعد میکروسکوپی برمبنای آنالیزهای تصویری از مقاطع نازک استفاده شد. این مطالعات نشان داد که اگرچه حفرات در سنگ مخزن عمدتاً منشأ دیاژنزی (بیش از 70 درصد) دارند ولی عمدتاً از تابع رخساره های رسوبی می باشد. شدت دیاژنز بر مبنای مفهوم " گرادیان دیاژنز" نشان می دهد که در حد متوسط است. کلاس های گرادیان دیاژنزی (لاگ گرادیان دیاژنزی) ارتباط نزدیکی با سطوح کلیدی سکانسی دارد. به لحاظ پتروفیزیکی با افزایش درجه گرادیان دیاژنزی ابتدا کیفیت مخزنی کاهش (تا کلاس 3) و سپس افزایش می یابد (از کلاس 3 تا کلاس 6). بر اساس ناهمگنی بزرگ مقیاس مخزنی، سنگ مخزن به نه زون مخزنی تقسیم شده است. زونهای UD1، UD3 ، TTZ،KG2 وKG4سدهای غیرمخزنی بین سازندی شناخته شده‌اند به این معنی که در این فواصل نسبت توالی های غیرمخزنی به مخزنی بالا می باشد. زونهای UD2, UD4, KG1, KG3 طبقات مخزنی می باشند که در آن نسبت واحدهای مخزنی به غیرمخزنی بالا می باشد. زونهای KG1,UD2 از اصلی ترین زونهای مخزنی می باشند. این زون بندی استاتیک مخزنی با سایر زونبندی های توالی های مخزنی پرموتریاس در حوضه خلیج فارس انطباق قابل قبولی دارد. بطور کلی می توان گفت که کیفیت مخزنی سنگ مخزن میدان پارس جنوبی در درجه اول مدیون هتروژنی رخساره های رسوبی و سپس شدت های متغیر دیاژنزی است.
- Abstract
- The South Pars Field, discovered in 1990, is part of world's largest single gas accumulation that located in Persian Gulf. This Field produces from Perm-Triassic carbonate reservoirs (Upper member of Dalan Fm. and Kangan Fm.). Combined core examinations and detailed thin section studies are used for facies analysis. Accordingly, 14 major facies were recognized in the Permotriassic reservoir. Facies analysis shows that its depositional setting was located along inner part of a homoclinal ramp or epiric carbonate system and extended from a peritidal setting to a shallow subtidal zone, passing over a high energy shoal and offshoal facies. Petrographical and geochemical evidences all indicate that these facies were mainly exposed to a shallow diagenesis and minor subsequent burial. Major diagenetic processes and events affecting the Upper Khuff carbonates include: Micritization and marine cementation, Anhydrite nodularization, Early dolomitization and dolomite neomorphism, Dissolution and/or neomorphism of aragonite, ¬Anhydrite plugging and calcite cementations, Mechanical and chemical compaction, fracturing. Three major diagenetic environments were effected reservoir intervals.In general, four stages of diagenetic alterations and events are recognized in diagenetic reservoir model that have affected reservoir quality. Detailed petrographic examinations denote selective diagenesis in the reservoir. On the basis of petrographical, geochemical and log data, four sequences (third order) are identified that show layer cake geometries. There is close relationship between these sequences and other sequences that revealed by other workers. In terms of origin, these sequences are formed during eustatic sea level changes. There are relationships between spatial distribution of reservoir quality and seaquenses. The main approach in this study is to examine poroperm controlling factors in the South Pars reservoir units in both large and fine scales. There is a hierarchy of heterogeneities in these intervals that could be studied in two large and fine-scale. In the large scale (macroscopic heterogeneities), seven key factors are generally controlling distribution of porosity and permeability in these reservoirs: sedimentary texture and facies, calcimicrobial flow barrier, mineralogy and lithology, dissolution, cementation, stylolitization and fracturing. Stratified anatomy, parallel to the bedding, observed in all data, caused by original depositional facies and patterns which is selectively overprinted by diagenetic features. In conclusion, at the large-scale, the reservoir quality is inherited from paleoplatform and its stratigraphic evolution. In pore scale (microscopic scale), on the basis of Image Analysis data (from thin section) used for Pore Facies Analysis. Seemingly, more than 70% of the reservoir porosity is created through diagenesis (leaching). Reservoir heterogeneity exists at the small-scale scale that is revealed by “Diagenetic Gradient” scheme, indicate impacts of digenetic intensity on poroperm values in this scale. As result of this studies, with increasing of diagenetic gradient and intensity from class 1 to 3 that associated with isolate (disconnect) moldic pore types in reservoir rock pore system decrease reservoir quality. With increasing gradient of diagenesis (from class 3 to 5), despite of decreasing porosity, reservoir quality increase again. Combination of all data showed that reservoir rock consist of four flow units (UD2, UD4, KG1, KG3) and five flow barriers (UD1, UD3, TTZ, KG2 and KG4). A general correlation of these flow units based on the lithology, geochemistry and poroperm data showed that there are good correlations between these zones. These nine distinct zones have relatively analogous physical and chemical properties. In fact, these zones are intervals with similar depositional and diagenetic history. In conclusion, poroperm heterogeneity in the super giant South Pars gas field is strongly influenced by deposition in large-scale and diagenesis in fine-scale.
