ارزيابي پتروفيزيكي سازند سروك در ميدان نفتي هنديجان واقع در خليج فارس

Petrophysical evaluation of Sarvak Formation in Hendijan oilfield, located in Persian Gulf

ميدان نفتي هنديجان بر روي بخش ‌جنوبي فروافتادگي دزفول قرار ‌دارد. سازندهاي گروه بنگستان مخصوصاً سازند سروك (سنومانين- تورونين) از جمله مخازن غني نفتي در جنوب ايران به‌شمار ‌مي‌روند. هدف از اين تحقيق مطالعه پتروفيزيكي مخزن سروك بوسيله ارزيابي اشباع آب، تخلخل موثر و سنگ‌شناسي است. تخلخل موثر مخزن سروك بين 3 تا 25 درصد و تراوايي آن از 01/0 تا 10 ميلي‌دارسي و حتي در محل شكستگي‌ها تا 300 ميلي‌دارسي متغير است. تخلخل غالب در مخزن سروك، تخلخل اوليه بين‌دانه‌اي است. اگر چه تخلخل ثانويه ناشي از شكستگي نيز بصورت جزيي در اين مخزن تشخيص داده شد. بر اساس ارزيابي پتروفيزيكي مخزن سروك، متوسط تخلخل موثر حدود 7 درصد و متوسط اشباع شدگي آب حدود 44 درصد محاسبه گرديد. براساس نتايج ارزيابي پتروفيزيكي و ويژگي‌هاي ديناميكي مخزن، سازند سروك به چهار زون اصلي S1 الي S4 تقسيم شد. زون S2 نيز با توجه به ويژگي‌هاي خاص پتروفيزيكي به دو زير زون S2-1 و S2-2 بخش گرديد. ارزيابي سازند مشخص نمود كه كيفيت مخزني زون 2 بهتر از ساير زون‌ها است.

Abstract Hendijan oilfield is located 011 southern part of Dezful embayment and its Bangestan group formations, especially Sarvak Formation (Cenomanian-Turonian), are one of the most oil prone in south of Iran. The aim of this research is petrophysical study of Sarvak reservoir by evaluating water saturation, effective porosity and lithology. Effective porosity varies from 3 to 25 percent and matrix permeability from 0.01 to lOmD even 300mD in fractured intervals. Primary intergranular porosity is dominant porosity in Sarvak reservoir; however, secondary fracture porosity was partially recognized in this reservoir. Based on petrophysical evaluation, average effective porosity was 7 percent and average water saturation calculated was about 44 percent in whole section. Based on petrophysical evaluation and dynamic reservoir properties, The Sarvak Formation was divided into four main zones (S1-S4). According to detailed petrophysical properties, S2 zone was divided into S2-1 and S2-2 subzones. Formation evaluation indicated, the reservoir quality in S2 zone is better than other zones.