مقايسه پتانسيل مخزني سازندهاي سورمه و دالان در خليج فارس

A comparison of the Surmeh and Dalan formations reservoir potential in the Persian Gulf

سازندهاي سورمه و دالان به ترتيب سنگ مخزن بزرگ ترين ميدان هاي نفت و گاز منطقه خليج فارس هستند. بخش اصلي سنگ مخزن اين دو سازند در واحدهاي كربنات بالايي آنها قرار گرفته و از رخساره اُاُييد گرينستون و دولوستون هاي مختلف تشكيل شده است. مقايسه داده هاي پتروفيزيكي حاصل از بررسي مغزه ها، مقاطع نازك و نمودارهاي چاه پيمايي دالان بالايي در ميدان پارس جنوبي و سورمه بالايي در ميدان تابناك گواه آن است كه ميانگين تخلخل در مخزن سورمه 15/17% (درجه خيلي خوب) و در مخزن دالان 50/8% (درجه متوسط) است. همچنين، ميانگين تراوايي در مخزن سورمه 308 (خيلي خوب) و در مخزن دالان 30 (متوسط) ميلي دارسي تعيين گرديد. از عوامل اصلي تفاوت آشكار بين خواص مخزني دو سازند مورد مطالعه بايد به شرايط و محيط رسوبگذاري، بافت و كاني شناسي اوليه و تاريخچه دياژنتيكي متفاوت آنها اشاره كرد. كاهش محسوس خصوصيات مخزني سازند دالان با افزايش عمق بيانگر تاثير زياد دفن عميق همراه با افزايش تراكم و تشكيل سيمان در اين سازند است. در مقابل، پتانسيل بالاي مخزن سورمه ناشي از حفظ تخلخل بين دانه اي در اثر سيماني شدن ناقص پيش از تدفين و گسترش تخلخل بين بلوري حاصل از دولوميتي شدن آن است. نبود ارتباط كافي با سنگ منشا مناسب سبب شده است كه سازند سورمه علي رغم كيفيت مخزني بهتر و ضخامت بيشتر در شمال خليج فارس از درجه اشباع هيدروكربن و توان توليد كمتري برخوردار باشد.

The giant oil and gas fields in the northern Persian Gulf correspond to reservoir intervals which comprise Surmeh and Dalan formations. The main production units in these formations are their upper carbonates with typically ooid grainstone to dolostone lithofacies. As a comparative study the petrophysical characteristics of these formations were considered based on core logging, well logging and petrography of thin sections. The upper carbonate unit of the Surmeh Formation was studied in the Tabnak Field and the Dalan Formation in the South Pars Field. The average porosities were 17.15% and 8.50% for the Surmeh and Dalan reservoirs respectively. Their permeability’s were 308 md for the Surmeh and 30 md for the Dalan reservoirs. This contrast in porosity-permeability data of the studied reservoirs correspond to their depositional and diagenetic history. The high reservoir potential of the Surmeh Formation correspond to its interparticle primary porosity partly remained after partial early cementation and its intercrystalline porosity due to dolomitization. This is different in the Dalan Formation which had a different diagenetic history and its porosity mainly reduced during compactional processes during the burial as well as burial cementation. However, although the Surmeh reservoir has a higher porosity and permeability, it has a lower production yield, because of its limited source rock and migration pathways.