تأثير تغييرات سنگ شناسي و پارامترهاي پتروفيزيكي بر پتانسيل نفتي مخزن ايلام (كرتاسه بالايي)، در ميدان نفتي اهواز، جنوب غرب ايران

Effects of Lithological Variation and Petrophysical Parameters on Oil Potential of the Ilam Reservoir (Upper Cretaceous), Ahvaz Oil Field, SW Iran

بررسي نقش پارامترهاي پتروفيزيكي و سنگ شناسي در ارزيابي پتانسيل نفتي مخزن ايلام (اواخر كرتاسه) در ميدان نفتي اهواز از اهداف اين مطالعه است. سازند ايلام از نظر سنگ‌شناسي متشكل از آهك، آهك دولوميتي و همچنين مقدار بسيار ناچيز شيل به‌صورت پراكنده است. تغييرات رخساره اي در طول سازند نيز مشاهده مي شود. بر اساس توزيع اختصاصات پتروفيزيكي، اين مخزن به چهار زون تقسيم شد. نتايج حاصل از بررسي داده هاي موجود نشان داد حجم شيل محاسبه ‌شده با استفاده لاگ هاي مربوط به پرتو گاما (CGR) به ‌عنوان شاخص شيل، كمتر از 10 درصد است و لذا مخزن ايلام به عنوان يك سازند تميز محسوب مي شود. بخش هاي 2 و 3 نسبت به بخش هاي 1 و 4 داراي شيل كمتري هستند. اگر چه حجم كاني هاي رسي بسيار كم است ولي تأثير شديدي بر پارامترهاي پتروفيزيكي بخصوص تخلخل و تراوايي دارد. ميانگين اشباع آب سازند ايلام 26/8درصد و همچنين اشباع آب كاهش نيافتني آن حدود 3/3 درصد تخمين زده شد. بخش مياني مخزن با اشباع آب كمتر نسبت به ساير بخش‌ها و ميانگين تخلخل مؤثر حدود 14/7 درصد توصيف مي شود. ميانگين تراوايي محاسبه شده حدود 8/3 ميلي دارسي است و تغييرات آن رابطه مستقيمي با تخلخل مفيد نشان مي دهد. همه اين نتايج تأييدي بر اين موضوع است كه بخش  مياني سازند ايلام (زون 2 و 3) در مقايسه با بخش هاي ديگر (زون 1 و 4) داراي پتانسيل نفتي و ذخيره هيدروكربني بالاتري است.

Petrophysical and lithological parameters study of Ilam reservoir in Ahvaz oil field is the main aim of the present research work. Ilam Formation consisted lithologically of limestone, dolomitic limestone, and less quantity of scattered shales. Facies changes are also observed through the formation. On the basis of petrophysical parameters distribution the reservoir divided into 4 zones. The results indicated that shale volume calculated by CGR log, as a shale index, is less than 10% and so the Ilam reservoir is clean formation. Shale quantity is low in zones 2 and 3 than zones 1 and 4. However, the shale volume is very less but its effect on petrophysical parameters especially porosity and permeability is intense. The Ilam Formation is estimated to have 26.8 % water saturation and 3.3% of irreducible water saturation. Middle part is characterized by low rate of water saturation compared to other parts and along with effective porosity average in the range of 14.7%. Calculated permeability average is 8.3 mD. Permeability variation is indicating a direct relation with the porosity. All these results are emphasized that the middle part (zones 2 and 3) is in better condition in view of oil potential and hydrocarbon reserve in comparing to other parts.