تخمين حجم شيل با استفاده از نمودار تصويري FMI

Shale Volume Estimation Using FMI Image Log

حجم شیل یكی از مهم‌ترین پارامترهای مورد بررسی در كلیه مطالعات پتروفیزیكی و كیفیت مخزنی است. استفاده از مغزه، برای اندازه‌گیری خصوصیات پتروفیزیكی با محدویت‌ها و مشكلاتی همراه است به عنوان مثال مغزه‌گیری همراه با صرف هزینه‌های بالا بوده و معمولا بازیافت آن (به‌ویژه در مخازن شكاف‌دار) به‌طور كامل انجام نمی‌پذیرد. در ایران از نمودارهای تصویری غالبا برای تحلیل شكستگی استفاده شده و در سایر زمینه‌ها مانند محاسبه حجم شیل، تخلخل، شناسایی محیط رسوبی و ... چندان مورد استفاده قرار نگرفته است. در این مقاله حجم شیل موجود در سازند دالان، با اعمال روش باینریزاسیون بر روی نمودار تصویری FMI در یكی از مخازن كربناته جنوب غرب ایران محاسبه گردید. برای راستی آزمایی روش پیشنهادی، حجم شیل با استفاده از اندیس نمودار گاما (CGR) نیز محاسبه شد و مقادیر حجم شیل به‌دست آمده از نمودارهای FMI و گاما با هم مقایسه گردید. میزان حجم شیل به‌دست آمده از دو نمودار تطابق خوبی با هم نشان می‌دهد و قسمت‌هایی كه محاسبه حجم شیل با استفاده از نمودار FMI با خطا همراه می‌شود، مربوط به مكان‌هایی است كه شكستگی‌های باز در مجاورت میان لایه‌های شیلی قرار می‌گیرند.  

Shale volume is one of the main parameters in petrophysical and reservoir studies. Using core to petrophysical parameter determination has some problems and limitations such as coring costs too much and normally it cannot be completely recovered (especially in fractured reservoirs). Image logs dominantly have been used for fracture analysis in Iran, while they have been used to a lesser extent in other fields such as shale volume calculation, porosity, sedimentary environment recognition, etc. In this study, the shale volume of Dalan formation was estimated by applying Binarization method to the FMI image log in one of carbonate reservoirs of the SouthWestern oil fields of Iran. For the validation of suggesting approach, shale volume has also been estimated from GR log Index (CGR) and was compared with FMI shale volume. Shale volume resulted from FMI and CGR logs are compatible and shale volume determination using FMI has some errors caused by locating open fractures next to the shale interlayers.