تعيين سيستم تخلخل سه‌گانه در يك مخزن كربناته با استفاده از لاگ تصويرگر و لاگ‌‌‌هاي چاه‌پيمايي

Characterization of Triple Porosity System in a Carbonate Reservoir Utilizing Image Log and Conventional Well Logs

عموماً در مخازن كربناته تخلخل حفره‌اي و شكستگي‌ها گسترش وسيعي دارند. وجود همزمان اين دو نوع تخلخل به همراه تخلخل اوليه در مخازن كربناته باعث شكل‌گيري يك سيستم تخلخل سه‌گانه پيچيده مي‌شود. شناخت صحيح از وضعيت تخلخل در مخازن كربناته هتروژن براي ارزيابي پتروفيزيكي و شبيه‌سازي ديناميك اين مخازن حياتي مي‌باشد. لاگ تصويرگر دسته‌اي از لاگ‌هاي مدرن چاه‌پيمايي است كه تصوير مجازي و جهت‌دار با قدرت تفكيك بالا از ديواره چاه‌هاي نفت و گاز برداشت مي‌كند. تخلخل حفره‌اي و شكستگي‌ها را با به كارگيري تكنيك‌هاي پردازش تصوير مي‌توان در لاگ تصويرگر شناسايي و تفكيك كرد تا مقدار هر يك در مخزن به‌صورت كمي محاسبه شود. با تلفيق لاگ‌هاي چاه‌پيمايي و لاگ (FMI)ا Fullbore Formation Micro Imager كه گونه‌اي لاگ تصويرگر است، سيستم تخلخل سه‌گانه به‌صورت كمي قابل تعيين است. در اين مقاله روش ابداعي براي تفكيك دو گونه تخلخل فوق‌الذكر در مخزن با استفاده از لاگ‌هاي تصويرگر ارايه شده است. روش پيشنهادي در مخزن سروك در يكي از ميادين نفتي جنوب غرب ايران به‌كار گرفته شد تا سيستم تخلخل آن شناسايي شود. نتايج به‌دست آمده با تفسير شكستگي‌ها در FMI و همچنين تخلخل ثانويه به‌دست آمده از لاگ‌هاي چاه‌پيمايي مقايسه شد. اين مقايسه نشان داد كه به استثناي بازه‌هاي عمقي با محتواي شيل بالا، كه روش پيشنهادي نمي‌تواند تخلخل حفره‌اي را شناسايي كند، در ساير بازه‌هاي عمقي سيستم تخلخل را با دقت خوبي شناسايي مي‌كند. نتايج به‌دست آمده را مي‌توان براي ارزيابي پتروفيزيكي و يا شبيه‌سازي ديناميكي مخزن به‌كار گرفت.

Vugs and fractures widely develop in the carbonate reservoirs. Existence of these porosities in addition to matrix porosity leads a complex triple porosity system in the carbonate reservoirs. Accurate understanding of porosity system is vital in reservoir simulation and petrophysical evaluation of heterogeneous carbonates. Image logs are high resolution un-conventional logs which provide a pseudo azimuthal picture from borehole wall. Fractures and vugs can be separated from matrix in image log by utilizing image processing techniques. After recognition of vugs and fractures, the amount of each one can be determined. By integrating conventional logs and FMI (Fullbore Formation Micro Imager) (a type of image logs) a triple porosity reservoir can be quantitatively characterized. We applied aforementioned method to Sarvak reservoir formation in an oilfield in SW of Iran, to characterize its porosity system. The results verified by manually detected fractures in the FMI and also secondary porosity calculated by wire line logs. Comparison of porosity logs derived by means of proposed method with FMI›s fracture density logs shows that except in highly shaly carbonate layers, which this method ignore all vuggy porosity, the proposed method works well and the result can be employed for further petrophysical and reservoir simulation purposes.