عنوان پایان‌نامه
بررسی عوامل کنترل کننده کیفیت مخز نی سازند سروک A.B.C میدانی نفتی آب تیمور
- رشته تحصیلی
- زمین شناسی-رسوب شناسی وسنگ شناسی رسوبی
- مقطع تحصیلی
- کارشناسی ارشد
- محل دفاع
- کتابخانه پردیس علوم شماره ثبت: 4852;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 54970
- تاریخ دفاع
- ۱۹ شهریور ۱۳۹۱
- دانشجو
- حمزه مهرابی
- استاد راهنما
- حسین رحیم پوربناب
- چکیده
- به منظور دستیابی به حداکثر استحصال هیدروکربور از مخازن کربناته نیاز به شناخت آن ها در سه بعد داریم. مهندسین مخزن برای تعیین اینتروال های تولیدی و محل منفذ گذاری ها (Perforations) و پیش بینی آینده تولید (طول عمر مخزن) نیاز به مدل های مفهومی مخازن (Conceptual reservoir model) دارند که یک مدل سه بعدی است و دید کلی از وضعیت کیفیت مخزنی در بخش های مختلف میدان ارائه می دهد. داده های مغزه پیوسته و لاگ ها، اطلاعات تک بعدی هستند. داده های تولید و فشار مخزن نیز اگرچه اطلاعات حجمی هستند اما به عنوان داده های فضایی (سه بعدی) گسترده (در مقیاس مخزن) کاربرد ندارند و تنها بخش بسیار کوچکی از کل مخزن را پوشش می دهند. برخلاف داده های تک بعدی پتروفیزیکی، داده های زمین شناسی (بویژه در چارچوب چینه نگاری سکانسی) در صورت صحیح بودن، دارای اطلاعات فضایی (سه بعدی) ارزشمندی هستند که امکان مصور ساختن مخزن در سه بعد را فراهم می آورند. در این مطالعه و به منظور انجام یک بررسی سیستماتیک کیفیت مخزنی بر روی توالی های رسوبی کربناته سازند سروک بالایی در میدان نفتی آب تیمور، داده های مختلف زمین شناسی و پتروفیزیکی از سه چاه حفر شده در این میدان مورد استفاده قرار گرفته اند. این داده ها شامل مطالعات پتروگرافی ماکروسکوپی (بر روی مغزه های حفاری) و میکروسکوپی (بر روی مقاطع نازک)، داده های لاگ، تخلخل و تراوایی مغزه، نتایج آنالیزهای ژئوشیمیایی (ایزوتوپ های پایدار، عناصر کمیاب و ایزوتوپ استرانسیم) و نتایج مطالعات بایواستراتیگرافی می باشند. آگاهی کامل از تحولات زمین شناسی هر منطقه یک پیش نیاز ضروری برای انجام بررسی های کیفیت مخزنی در توالی های رسوبی است. اطلاع از وضعیت تکتونیکی و اقلیمی پلاتفرم رسوبی مورد مطالعه تاثیر بسزایی بر تفاسیر و نتایج ارائه شده از سوی محقق دارد. ترکیب کانی شناسی غالب رسوبات که خود متاثر از ترکیب آب دریاها در زمان های مختلف است نیز پارامتری حیاتی به شمار می رود. از این رو در این مطالعه سعی شده است تا در ابتدای بحث، اطلاعات کاملی از وضعیت تکتونیکی و اقلیمی حاشیه شمال شرقی پلیت عربی در کرتاسه میانی- بالایی و ترکیب شیمیایی آب دریاهای آن زمان ارائه گردد و از آنجا که سازند مخزنی سروک یکی از مخازن پر اهمیت کشور ماست که در ارتباط با سطوح ناپیوستگی تشکیل گردیده و با شدت های مختلفی بسته به عوامل متعدد دچار کارستی شدن گردیده است، اطلاعاتی از گسترش سیستم های کارستی و تحولات آن ها در طول زمان ارائه خواهد شد که در ادامه بحث در درک تحولات مخزنی سازند سروک بالایی بسیار سودمند خواهد بود. مطالعات رخساره ای و تعیین محیط رسوب گذاری سازند سروک در میدان نفتی آب تیمور منجر به ارائه تعداد 14 میکروفاسیس گردید و مدل رسوبی رمپ کربناته برای سازند سروک ارائه گردیده است. نقش دیاژنز و فرآیندهای دیاژنزی بر تحولات مخزنی سازند سروک مورد ارزیابی قرار گرفته و فرآیندهای دیاژنزی مرتبط با رخنمون های تحت الجوی مکرر (دیاژنز متئوریک ائوژنتیک و تلوژنتیک) و فرآیندهای دیاژنز دفنی به عنوان عوامل اصلی کنترل کننده تحولات مخزنی سازند مذکور معرفی گردیده اند. به منظور برقراری ارتباط منطقی بین عوارض رخساره ای و فرآیندهای دیاژنزی، مطالعات چینه نگاری سکانسی به انجام رسیده و سه سکانس رده سوم در توالی های مذکور شناسایی گردیده است. از نتایج آنالیزهای ژئوشیمیایی به منظور بررسی اثر ناپیوستگی های فرسایشی بر تحولات مخزنی سازند سروک بالایی استفاده گردیده و این اینتروال ها با استفاده از نتایج آنالیزهای ایزوتوپ استرانسیم تعیین سن گردیده اند. سن های به دست آمده با نتایج مطالعات بایواستراتیگرافی در همین چاه مقایسه گردیده اند. از آنجایی که تنها ابزار کارآمد به منظور توزیع سه بعدی خواص مخزنی در حجم مخزن، چینه نگاری سکانسی است، در این مطالعه به منظور کشف ارتباطات منطقی بین رخساره ها، عوارض دیازنزی و واحدهای مختلف مخزنی و غیر مخزنی، به بررسی دقیق این ارتباطات در سکانس های مختلف پرداخته ایم. به منظور تعیین توزیع واحدهای مختلف مخزنی و غیر مخزنی در سازند سروک میدان نفتی آب تیمور از دو متد اصلی و رایج در این زمینه استفاده شده است که عبارتند از: تعیین واحدهای جریانی هیدرولیکی (HFU) با استفاده از نشانگر زون جریان (FZI) و متد چینه ای تغییر یافته لورنز (SMLP). نتایج به دست آمده از این دو متد با یکدیگر مقایسه گردیده اند و در چارچوب مدل مفهومی زمین شناسی (مدل رخساره ای و دیاژنزی در چارچوب چینه نگاری سکانسی) تطابق داده شده اند. در نهایت، عوامل اصلی کنترل کننده توزیع این واحدها در حجم مخزن معرفی شده اند و زوناسیون مخزنی اولیه ارائه شده توسط زمین شناسان و مهندسین مخزن شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب برای مخزن سروک در میدان نفتی آب تیمور مورد بازنگری قرار گرفته است.
- Abstract
- Maximum exploitation in carbonate reservoirs is accessible by understanding of them in 3D. Conceptual reservoir models are mostly use by reservoir engineers to locate the productive zones, perforation intervals and prediction of the production history. A conceptual reservoir model is a 3D model that provides a general view from the reservoir quality distribution throughout the field studied. Petrophysical data (including production data, core poroperm data and wireline logs) are one dimensional. For this reason, they are not correlatable among the studied wells. Unlikely, geological data (facies and diagenesis data in sequence stratigraphic frameworks) are only data that have the possibility of the spatial expansion. Geological based reservoir models are used frequently by reservoir engineers to make a reasonable and effective reservoir simulations. In this study, a systematic reservoir characterization study is carried out on carbonate sequences of the Sarvak Formation in Abteymour Oilfield. To achieving this goal, geological and petrophysical data from three exploration wells were used. These data are include macroscopic and microscopic petrographical studies, wireline logs, core poroperm data, results of geochemical analyses (stable isotopes, trace elements and strontium isotopes) and the results of biostratigraphic analyses. Understanding of the geological evolutions of study area is an important prerequisite in any systematic reservoir characterization study. Tectonical setting and climatic conditions governing carbonate platforms have considerable effects on their reservoir quality evolutions. Dominant mineralogical composition of carbonates is another important factor that is mainly controlled by contemporaneous sea waters compositions. Therefore, we presented here an introductory discussion about the tectonic setting and climatic condition of the Cretaceous carbonate platforms in NE margin of the Arabian Plate. The Sarvak Formation of Dezful Embayment is a good example from the karstic carbonate reservoir that has been developed under the warm equable climate in relation with the disconformable surfaces. For this reason, we present a short introduction about karstified systems and their reservoir quality evolutions. Facies analyses were carried out on nearly 300 thin sections to characterize the facies controls on primary distribution of reservoir quality in Sarvak carbonates. As the result, 14 microfacies were recognized and a homoclinal ramp-like depositional model is present for Upper Sarvak carbonates in Abteymour field. In the next step, overprints of the diagenesis on sedimentary facies and primary reservoir quality distribution are elaborated. Accordingly, meteoric (eogenetic or telogenetic) and burial diagenetic features are introduced as the main diagenetic imprints governing reservoir quality of Sarvak Formation. To make a logical relation between the results of facies analyses, diagenetic features and reservoir/non reservoir units, sequence stratigraphic studies are inevitable. We presented three 3rd order sequences in upper Sarvak intervals at Abteymour. We used the results of geochemical investigations to elaborate the effects of discontinuities on reservoir evolutions of the studied intervals. Strontium isotopes were used to dating the upper Sarvak intervals. Results of the Sr isotope dating are compared closely with the biostratigraphic analyses. We used the results of facies analyses, diagenesis studies and geochemical compositions to make a robust sequence stratigraphic framework. We used this framework as a basis for ongoing reservoir modeling. In this study, a rock/pore type approach was used in order to integrate petrophysical data with facies and diagenetic models within a sequence stratigraphic framework. Two different rock-typing methods for the determination of flow units were considered. Hydraulic flow units (HFUs) were identified firstly using flow zone indicators and secondly using a stratigraphic modified Lorenz plot. The flow units resulting from these two methods are compared, and their close correspondence within the sequence stratigraphic framework is discussed. In addition, the previously-used large-scale reservoir zonation scheme for the Abteymour field is correlated with the defined flow units, and four new Integrated Reservoir Zones are introduced. By integrating geological information with petrophysical parameters (including porosity, permeability and saturation) within a sequence stratigraphic framework, field-scale variations and controls on reservoir quality are described.
