تعيين انواع منافذ مخزن آسماري با استفاده از نگار انحراف سرعت و تشديد مغناطيس هسته‌اي (NMR) در يكي از ميادين نفتي جنوب غرب ايران

Determination of Asmari Reservoir Pore Types Using Velocity Deviation and NMR Log in One of Iran Southwestern Oil Fields

مخازن هیدروكربنی (به‌خصوص انواع كربناته) به دلیل اثر دیاژنز از نظر نوع منافذ و شعاع منفذی بسیار متنوع می‌باشند. از آنجایی كه توزیع منافذ و فشار مویینه در سنگ مخزن از كنترل كننده‌های اصلی حركت سیال در فضای متخلخل است، به همین دلیل تعیین نوع و اندازه منافذ و همچنین فشار مویینه نقش اساسی در خواص پتروفیزیكی، بهینه‌سازی تعداد چاه‌ها در یك میدان و پیش‌بینی هیدروكربن قابل بازیافت دارد. در این مقاله انواع منافذ در سازند مختلط كربناته-آواری آسماری با استفاده از نگار انحراف سرعت در 3 رده (انحراف مثبت، انحراف صفر و انحراف منفی) و 8 زیررده طبقه‌بندی شدند. 6 زیررده مربوط به بخش كربناته (درون ذره‌ای یا درون فسیلی، قالبی یا حفره‌ای، ریزتخلخل، بین ذره‌ای، بین بلوری و شكستگی) و 2 زیررده دیگر مربوط به بخش آواری (بین دانه‌ای و ریزتخلخل شیل) می‌باشند. پس از شناسایی انواع منافذ با استفاده از نگار انحراف سرعت، مقدار تخلخل، تراوایی، شعاع منفذی و فشار شبه مویینه در هر زیررده بطور پیوسته در امتداد چاه و سازند مورد مطالعه با استفاده از نگار تشدید مغناطیس هسته‌ایی تعیین شدند. به منظور اعتبارسنجی اندازه شعاع منافذ و فشار شبه مویینه از منحنی‌های فشار تزریق جیوه نیز استفاده شده است. نتایج این مطالعه نشان می‌دهد، كه تولید از مخزن آسماری تحت كنترل منافذ نوع بین دانه‌ای در بخش آواری و منافذ نوع شكستگی، بین ذره‌ای و بین بلوری در بخش كربناته می‌باشد. توزیع هریك از این 4 نوع منفذ بطور پیوسته با استفاده از نگارها در امتداد چاه مشخص شده است.      

In hydrocarbon reservoirs (especially in carbonate rocks), the variation of pore type and size is influenced by diagenesis effects. Hence pore type distribution and capillary pressure in the reservoir rock is the main factor controlling fluid flow in porous media. In other words, the determination of pore type/size and capillary pressure has an important role in understanding petrophysical features, optimizing the number of wells in the field, and forecasting the recoverable hydrocarbon. In this paper, pore types in the mixed carbonate-siliciclastic Asmari formation is divided by velocity deviation log into three classes (positive, zero, and negative deviation) and eight subclasses. Six subclasses are related to carbonate part (interaparticle or interafossil, moldic or vuggy, microporosity, interparticle, intercrystalline, and fracture) and two subclasses are related to clastic part (intergranular and shale microporosity). After identifying pore types, pore size and pseudo capillary pressure are continuously determined in each subclasses throughout the well bore by using NMR log. Pore size and pseudo capillary pressure are compared by mercury injection capillary pressure curves. The results of this study show that intergranular porosity is the main factor for production in calstic intervals; however, fracture, interparticle, and intercrystalline porosities play an important role in carbonate intervals. The distributions of each four pore types are continuously determined along the well bore