عنوان پایان‌نامه
بررسی عوامل رسوب شناسی و دیاژنزی کنترل کننده خواص مخزنی در سازند آسماری میدان چشمه خوش
- رشته تحصیلی
- زمین شناسی-رسوب شناسی وسنگ شناسی رسوبی
- مقطع تحصیلی
- دکتری تخصصی PhD
- محل دفاع
- کتابخانه پردیس علوم شماره ثبت: 5016;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 57995
- تاریخ دفاع
- ۲۶ دی ۱۳۹۱
- دانشجو
- جواد هنرمند
- استاد راهنما
- عبدالحسین امینی
- چکیده
- سازند آسماری به سن الیگوسن تا میوسن پیشین مهمترین توالی مخزنی در گستره جنوب غرب ایران محسوب می-شود. این مطالعه با هدف بررسی عوامل کنترل کننده کیفیت مخزنی این سازند در میدان نفتی چشمه خوش واقع در منتهی الیه بخش شمالی فروافتادگی دزفول انجام شد. تلفیق مطالعات زمین شناسی با نمودارهای پتروفیزیکی و داده-های سه بعدی لرزه ای، نشان داد که توالی مخلوط کربناته-آواری سازند آسماری در میدان مورد مطالعه از 5 مجموعه رخساره کربناته (12 رخساره رسوبی) و 5 مجموعه رخساره آواری تشکیل شده است. مجموعه رخساره های کربناته شامل رخساره های بخش عمیق دریای باز، بخش کم عمق دریای باز، سد، لاگون و پهنه جزر و مدی؛ و مجموعه رخساره های آواری شامل ماسه سنگ های بخش پایینی پهنه ساحلی تا محیط دور از ساحل، کنگلومرا و ماسه سنگ های پرکننده کانال، شیل های سیلتی تا ماسه ای بخش بالایی پهنه ساحلی، تناوب ماسه سنگی-شیلی ساحلی و ماسه سنگ-های سدی می باشند. بخش پایینی سازند آسماری (به سن الیگوسن) با ماهیت آواری-غالب، روی یک شلف آواری و بخش کربناته-غالب بالایی آن (به سن میوسن) روی یک رمپ کربناته هم شیب نهشته شده است. مطالعات پتروگرافی و ژئوشیمیایی نشان داد که مهمترین پدیده های دیاژنزی کنترل کننده کیفیت مخزنی در سازند آسماری در میدان مورد مطالعه، دولومیتی شدن، انحلال، تراکم و سیمانی شدن (سیمان های کلسیت و انیدریت) هستند. کیفیت مخزنی در بخش آواری-غالب پایینی عمدتا توسط سنگ شناسی و رخساره و در بخش کربناته-غالب بالایی توسط پدیده های دیاژنزی کنترل می شود. سازند آسماری از 5 سکانس رسوبی (دو سکانس در الیگوسن و سه سکانس در میوسن) تشکیل شده است. هر سکانس متشکل از سیستم تراکت های تراز پایین (LST)، پیشرونده (TST)، تراز بالا (HST) و افت سریع سطح آب دریا (FSST) است. بهترین زون های مخزنی در توالی آواری این سازند را، به ترتیب، ماسه سنگ های کانالی (در LST)، سدی (در FSST)، ساحلی (در TST) و بخش دور از ساحل (در FSST) تشکیل میصدهند. بهترین زون های مخزنی در توالی کربناته را، به ترتیب، گرینستون های اوئیدی و بایوکلاستی دولومیتی شده و بدون گسترش شدید آثار تراکم و سیمان انیدریتی و پکستون های اسکلتی محیط های لاگون و دریای باز با آثار دولومیتی شدن و انحلال (در TST و HST) تشکیل می دهند. بر اساس تلفیق نتایج مطالعات زمین شناسی و داده های پتروفیزیکی تعداد 11 گروه سنگی و 21 واحد جریانی در سازند آسماری در میدان مورد مطالعه تشخیص داده شد. با توجه به ارتباط نسبتا خوب بین واحدهای جریانی با سکانس های رسوبی، مدل چینه نگاری سکانسی سازند آسماری کمک زیادی در پیش بینی توزیع واحدهای جریانی مخزن می نماید.
- Abstract
- The Oligo-miocene Asmari Formation is the most important reservoir succession in SW Iran. This study is aimed to investigate controls on reservoir quality of this formation in the Cheshmeh Khush oil field, located in the Northern part of the Dezful Embayment. Integration of geological, petrophysical studies and 3D seismic interpretations shows that mixed carbonate-siliciclastic Asmari Formation in the studied field consists of five carbonate (12 facies) and five siliciclastic facies associations. Carbonate facies associations consist of distal open marine, proximal open marine, shoal, lagoon and tidal flat. Siliciclastic facies associations consist of lower shoreface to offshore sandstones, incised valley fill conglomerates and sandstones, upper shoreface silty/sandy shales, coastal plain sandstone and shales and barrier sandstones. The lower siliciclastic-dominated and the upper carbonate-dominated parts of the Asmari Formation were deposited respectively on siliciclastic shelf and homoclinal ramp. Petrographical and geochemical studies show that dolomitization, dissolution, compaction and cementation (calcite and anhydrite cements) are the most important diagenetic events controlling reservoir quality of the Asmari Formation in the studied field. Reservoir quality was mainly controlled by lithology and facies in the lower siliciclastic-dominated part and by diagenesis in the upper carbonate-dominated part. Based on lateral and vertical facies changes, five depositional sequences were identified across the studied field. Each sequence consists of the following systems tracts: lowstand (LST), transgressive (TST), highstand (HST) and forced regressive (FSST). The best siliciclastic reservoir zones are channel conglomerates and sandstones (in LST), barrier sandstones (in FSST), coastal sandstones (in TST) and lower shoreface to offshore sandstones (in FSST). The best carbonate reservoir zones are dolomitized ooid/skeletal grainstones without significant anhydrite cementation and compaction and also lagoonal/open marine skeletal packstones with dolomitization and dissolution (in TST and HST). Based on geological and petrophysical data, 11 reservoir rock types and 21 flow units were identified within the Asmari Formation. Due to good relationship between the flow units and depositional sequences, sequence stratigraphic model will be a very useful tool to predict reservoir flow units across the field.
