تهيه مدل ژئواستاتيك مخزن آسماري ميدان نفتي منصوري با استفاده از نرم افزار RMS

Geostatic Modeling of the Asmari Reservoir in Mansuri Oil Field Using RMS Software

در مطالعه حاضر، مدل ژئواستاتیكی مخزن آسماری میدان نفتی منصوری با استفاده از اطلاعات پتروگرافی، ژئوفیزیكی و پتروفیزیكی 90 حلقه چاه این میدان تهیه گردید، كه برای این منظور از نرم‌افزار مدیریت سیستم مخزن (RMS) استفاده شده است. بر اساس داده‌های پتروفیزیكی و تطابق آنها با مقاطع میكروسكوپی، مخزن آسماری در میدان نفتی منصوری عمدتا كربناته و ماسه سنگی بوده و به هشت زون تقسیم می‌شود كه زون یك بالاترین زون است و مستقیما در زیر پوش‌سنگ قرار دارد و زون هشت پایین‌ترین قسمت مخزن بوده و بر روی سازند پابده قرار گرفته است. در میان این هشت زون، زون‌های بالایی كمتر تحت تاثیر فرآیندهای دیاژنزی مخرب قرار گرفته‌اند و كیفیت مخزنی بهتری دارند، در حالی‌كه در زون‌های پایینی، عملكرد دیاژنز، تا حد بسیار زیادی خصوصیات مخزنی را از بین برده است. براساس اطلاعات ژئوفیزیكی، میدان نفتی منصوری تحت تاثیر فرآیندهای تكتونیكی چندانی قرار نگرفته و مدل ساختمانی آن تنها شامل نقشه‌های همتراز زیر سطحی می‌باشد. در نهایت با تلفیق داده‌های پتروگرافی، پتروفیزیكی و ژئوفیزیكی، مدل استاتیك مخزن تهیه شد. نتایج حاصل از این مدل نشان می‌دهد كه در سرتاسر میدان منصوری، تنها زون‌های یك، دو و سه سازند آسماری زون‌های بهره‌ده بوده كه در این بین زون دو بهترین زون مخزنی است و دارای بیشترین مقدار نفت درجای مخزن (65%) می‌باشد. این موضوع از نحوه توزیع خواص پتروفیزیكی (تخلخل، اشباع آب و ضخامت زون خالص به ناخالص) استنباط می‌شود. نقشه تراكم شكستگی‌ها نیز بیانگر آن است كه بر خلاف دیگر میادین هیدروكربوری حوضه زاگرس، در میدان منصوری شكستگی‌ها نقش چندانی در ایجاد خواص مخزنی نداشته‌اند. براساس نقشه‌های میانگین تخلخل و اشباع آب، خصوصیات مخزنی در محدوده شرق و شمال شرق میدان دارای وضعیت مطلوب‌تری است. لذا می‌توان در طراحی چاه‌های جدید، نگهداشت توان تولید، ازدیاد برداشت و توسعه میدان منصوری روی این قسمت از میدان تمركز بیشتری نمود.  

In the present study, a geostatistic model of the Asmari reservoir based on petrographic, geophysical, and petrophysical data of 90 drilled wells in Mansuri oil field is prepared by using reservoir modeling system (RMS) software. Based on the petrophysical data and their correlation with thin sections, the Asmari reservoir in Mansuri oil field is mainly carbonate-sandstone and subdivided into 8 zones. Zone 1 is at top, below the cap rock, and zone 8 (deepest zone) overlies Pabdeh formation. Between these zones, the upper zones are less affected by destructive diagenetic processes and have a good reservoir quality. Based on geophysical data, the Mansuri oil field has not been affected by tectonic activities as seen on the underground contour map. Moreover, a statistical reservoir model correlating petrographic, petrophysical, and geophysical data was prepared. The results indicate that zones 1-3 of Asmari formation are only productive, among which zone 2 is the best reservoir zone with 65% oil in place. This can be deduced by using petrophysical properties distribution (such as porosity, water saturation, and net to gross ratio) in the oil field. Fractures density contour map shows that, in the Mansuri oil field, fractures does not affect the reservoir to increase the qualities. The reservoir quality is better in the east-north east of Mansuri oil field based on porosity and water saturation contour maps. Thus one can focus on these areas for well planning, production control, and enhanced recovery in the future.