پديد آورندگان :
موسوي هاشمي، رضا دانشگاه شهيد چمران اهواز - دانشكده علوم پايه - گروه زمين شناسي، اهواز، ايران , سليماني، بهمن دانشگاه شهيد چمران اهواز - دانشكده علوم پايه - گروه زمين شناسي، اهواز، ايران , صابري، فاطمه دانشگاه شهيد بهشتي - دانشكده علوم زمين - گروه حوضه‌هاي رسوبي و نفت، تهران، ايران , آسوده، پوريا دانشگاه شهيد بهشتي - دانشكده علوم زمين - گروه حوضه‌هاي رسوبي و نفت، تهران، ايران
كليدواژه :
ميدان نفتي نرگسي , تخلخل و تراوايي , نمودار تصويرگر(FMI) , واحد جرياني مخازن نفتي
چكيده فارسي :
مخازن آسماري- جهرم يكي از اصلي ترين مخازن شكسته جنوبباختري ايران و دنيا مي‌باشند كه امروزه بررسي نقش اين شكستگي‌ها در افزايش تراوايي و حركت هيدروكربن در طول اين مخازن از اهميت بسياري برخوردار است. در اين مطالعه نمودارهاي پتروفيزيك (NPHI، RHOB، DT، GR) و تصويرگر (FMI) در نرمافزارهاي GEOLOG 7.0 و CIFLOG بررسي شدند كه با محاسبه مقادير تخلخل شكستگي و حفره‌اي و تطابق آن با لاگ انحراف سرعت و پارامترهاي شكستگي (VAH,VDC) نشان داده شد كه مقدار تخلخل شكستگي با لاگ دهانه‌ي شكستگي (VAH) رابطه‌ي مستقيم دارد و در مناطقي كه مقدار لاگ انحراف سرعت منفي و پايين باشد پارامترهاي شكستگي بخصوص نمودار VAH، پيك‌هاي بالايي را نشان مي‌دهند. همچنين نوع تخلخل غالب موجود در مخزن بر اساس لاگ انحراف سرعت، تخلخل زمينه (اوليه) است كه در بعضي فاصله‌ها تخلخل شكستگي و حفره‌اي هم در مخزن ديده ميشود. در آخر بر اساس شواهد غيرمستقيم (هرزروي گلحفاري)، نوع تخلخل (زمينه، شكستگي و حفره‌اي)، مقدار تخلخل و كيفيت اشباع نفت در چاه مورد نظر 18 واحد جرياني تشخيص داده شد كه بر همين اساس به تعيين واحدهاي جرياني با كيفيت مخزني مناسب پرداخته شد. در سازند آسماري چاه مورد مطالعه در بازه عمقي 2225 تا 2250 بيشترين تراكم شكستگي مشاهده ميشود كه بر اين اساس مي‌توان واحد جرياني شماره 4 را به عنوان منطقه با بيشترين تراوايي نسبي براي اين سازند معرفي كرد، همچنين بيشترين ميزان تراكم شكستگي‌ها در سازند جهرم بين بازه‌ي عمقي 2475 تا 2569 قرار دارد كه مي‌توان بيان كرد واحد جرياني شماره 16، بيشترين تراوايي نسبي را در سازند جهرم فراهم كرده است.
چكيده لاتين :
Asmari-Jahrom reservoirs are one of the main fractured reservoirs in the southwest of Iran and the world (Nelson, 2001). It is very important to study the role of these fractures in increasing the permeability and movement of hydrocarbons along these reservoirs (Alavi, 2004, 2007; McQuillan, 1986). In this study, petrophysical logs (NPHI, RHOB, DT, GR) and image logs (FMI) in GEOLOG 7.0 and CIFLOG software were investigated. Finally, by calculating the amount of fracture and vuggy porosity and correlating them with velocity deviation log (VDL) and fracture parameters (VAH, VDC), it was shown that the amount of fracture porosity is directly related to fracture aperture (VAH) and where the velocity deviation log is negative and low, fracture parameters especially the VAH diagrams show the high peaks. Also, the predominant type of porosity in the reservoir based on the velocity deviation log is the matrix (primary) porosity, which at some distances, fracture porosity and vuggy can be seen in the reservoir. Finally, based on indirect evidence (drilling mud wastage), type of the porosity (matrix, fracture and vuggy), the amount of porosity and the quality of oil saturation in the well, 18 zones were identified, which to determine the quality zone (s) with appropriate reservoir quality. In Asmari Formation of the studied well, in the depth range of 2225 to 2250, the highest fracture density is observed, based on which Zone No. 4 can be introduced as the region with the highest relative permeability for this formation. Also, the highest fracture density in Jahrom Formation is between 2475 to 2569 depth range, which can be said that Zone No. 16 has provided the highest permeability in the Jahrom Formation.
