ارزيابي اختصاصات مخزني و ليتولوژي سازند آسماري نويسنده : سعيد عليزاده پيرزمان چكيده
ارزيابي اختصاصات مخزني شامل مطالعه پارامترهاي پتروفيزيکي نظير تخلخل، نفوذپذيري و اشباع سيالات؛ تغييرات ليتولوژيکي نسبت به عمق و اختصاصات هيدروکربني از جمله ضخامت مفيد، غيرمفيد و ستون مفيد هيدروکربوري است. سنگهاي کربناته همراه با ماسه سنگها، سنگهاي مخزني نفت و گاز عمده اي را در دنيا تشکيل مي دهند. مخزن آسماري ميدان نفتي منصوري از جمله مخازن کربناته ترشيري ايران است که در 40 کيلومتري جنوب اهواز قرار دارد. اين مخزن به 8 زون تقسيم شده که هر زون داراي ليتولوژي و اختصاصات پتروفيزيکي مربوط به خود است. با توجه به اينکه در مخزن آسماري ميدان منصوري هر سه ليتولوژي عمده مخازن (ماسه سنگ، سنگ آهک و دولوميت) وجود دارد، مطالعه ليتولوژي و تاثير آنها بر پارامترهاي پتروفيزيكي مخازن از اهميت زيادي برخوردار است. بررسي مقاطع نازک و نمودارهاي چاه پيمايي حاکي از آن است که زون يک عمدتا کربناته (آهکي و دولوميتي)، زونهاي 2، 3،4 و 5 عمدتا ماسه سنگي (بخش ماسه سنگي اهواز)، زون 6 مخلوطي از سنگ آهک، دولوميت، ماسه و شيل و زونهاي 7 و 8 آهکي و شيلي است. بر اساس ارزيابي هاي به عمل آمده زون 2 با بيش از 80 درصد ماسه بيشترين ستون مفيد هيدروکربني، ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل را دارا بوده و نظر به اشباع آب کم آن (حدود 20 درصد براي زون هاي مفيد)، بهترين کيفيت مخزني را در بين زون هاي ديگر دارا مي باشد. پس از آن زون هاي 3 و 1 از کيفيت مخزني مناسب تري برخوردارند. از آنجايي که زونهاي 4 تا 8 زير سطح تماس آب و نفت قرار دارند، زون توليدي نبوده و از کيفيت مخزني پاييني برخوردارند. زون 2 بهترين لايه توليدي نفت از نظر پارامترهاي پتروفيزيکي به شمار مي رود.
Evaluation of reservoir characteristics and lithology of Asmari formation in Mansuri oil field By: Saeid Alizadeh Pirzaman Abstract Evaluation of reservoir characteristics includes petrophysical parameters like Porosity, Permeability and fluid saturations, net thickness, net to Gross ratio and oil column and lithologic variations versus depth. Asmari Reservoir of Mansuri oil field is one of the Tertiary Carbonate reservoirs of Iran which is located 40 km south to Ahwaz city. This reservoir is divided into 8 zones. Each zone has special lithology and petrophysical properties. Zone 1 is generally carbonate (limestone and dolomite), zones 2, 3, 4 and 5 sandy (Ahwaz sand member), zone 6 mixture of Sandstone, limestone, dolomite and shale and zones 7 & 8 limestone and shale.
Based on the petrophysical evaluations zone 2 (by more than 80 percent sand) is the best pay zone and has the most values of net thickness, net to gross ratio and oil column and oil saturation. Also this paper shows that zones 3 and 1 follow the zone 2 respectively. Zones 4 to 8 are located below the oil water contact and are not pay zones.
مقدمه
هدف اصلي اختصاصات مخزني، بازسازي اختصاصات پتروفيزيکي نظير تخلخل، نفوذپذيري و اشباع سيالات مي باشد. نحوه توزيع تخلخل مي تواند رابطه متداول ميان اين اختصاصات باشد. در اين ارتباط نمودارهاي چاه پيمائي ابزار مناسبي است [4]. ارتباط بين اختصاصات پتروفيزکي و زمين شناسي (ليتولوژي) موضوعي بوده که از سال 1955 تا کنون شدیداً مطالعه شده است. تخلخل و نفوذپذيري لايه کربناته ناشي از واکنش ميان انواع مواد اوليه رسوب و تنوعي از فرآيندهاي دياژنتيکي است.
نمودارهاي چاه پيمائي ثبت پيوسته اي از پارامترهاي سازنده نسبت به عمق را بدست مي دهد که کاربرد زمين شناسي بسيار مفيدي دارد [8]. ترکيب سازندها به کمک نمودارهاي چاه پيمائي (نظير دانسيته، نوترون و اشعه گاما) مي تواند بصورت کاني و يا عناصر شيميائي بيان شود و بنابراين ميان پارامترهاي پتروفيزيکي و ترکيب سنگ رابطه وجود دارد. اطلاعات حاصل مي تواند منجر به تفسير بهتر جهت اکتشاف و توليد و لذا اختصاصات پيشرفته مخزن شود [2].
سنگهاي کربناته همراه با ماسه سنگها، سنگهاي مخزني نفت و گاز عمده اي را در دنيا تشکيل مي دهند. ذخاير هيدروکربن در اين سنگها اساسا با دولوميت همراه است [9 & 3]. دولوميت ها حدودا %30 مخازن كربناته جهان را شامل مي شوند و تقريبا80 درصد نفت و گاز قابل استحصال سنگهاي کربناته آمريکاي شمالي را در خود جاي داده اند [13]. دوسوم نفت خاورميانه در کربناتها جاي گرفته و مخازن آسماري ايران با سن اليگوميوسن (ترشيري) در زمره مخازن دولوميتي نيز ذکر شده است [11]. اين نوع مخازن نسبت به مخازن کلاستيکي (به عنوان مثال ماسه سنگها) بسيار هتروژن است [9]. به عنوان مثال با افزايش عمق، دولوميت ها مخازن بهتري را نسبت به سنگهاي آهکي ايجاد مي کنند. با توجه به اينکه در مخزن آسماري ميدان منصوري هر سه ليتولوژي عمده مخازن (ماسه سنگ، سنگ آهک و دولوميت) وجود دارد، مطالعه ليتولوژي و تاثير آنها بر پارامترهاي پتروفيزيكي مخازن از اهميت زيادي برخوردار است.
اين موضوع اساسا به محيط رسوبگذاري رخساره هاي متعدد، فرايندهاي تکتونيکي و دياژنتيکي (سيماني شدن، دولوميتي زاسيون، تبلور مجدد، شکستگي و ...) مربوط است که سنگهاي کربناته را همراهي مي کند [6&10]. بعلاوه شکستگي نيز نقش مهمي را در مخازن ايفا ميکند و تخلخل و نفوذ پذيري ايجاد شده، آنيزوترپي عمده اي را در مخزن [7 & 9] بوجود مي آورد. لذا، مطالعه ليتولوژي هاي مختلف و تاثير آنها بر پارامترهاي پتروفيزيكي مخازن از اهميت زيادي برخوردار است[5].
ميدان نفتي منصوري
ميدان نفتي منصوري در 40 کيلومتري جنوب شهر اهواز واقع است و فاقد هر گونه ساختمان سطحي بوده و اساسا ساختاري است که به وسيله لرزه نگاري مشخص شده است. اين ميدان در سال 1341 اکتشاف گرديده و داراي چند سازند مخزني (سازند آسماري و بخش ماسه سنگي اهواز، سازند ايلام و سازند سروک است). اين ميدان از سال 1353 مورد بهره برداري قرار گرفت و تا خرداد 1383 تعداد 58 حلقه چاه در آن حفاري گرديده است. بر اساس نقشه‌هاي حاصل از مطالعات لرزه‌نگاري و نقشه‌هاي ساختماني زيرزميني تهيه شده، مي‌توان ميدان منصوري را تاقديسي كشيده با دامنه‌هاي ملايم و كم شيب در راستاي شمال غرب ـ جنوب شرق در نظر گرفت. شيب دامنه شمالي كمي بيشتر از دامنه جنوبي است و به ترتيب حدود 8-6 درجه و 6-5 درجه شيب دارند. شيب دماغه‌هاي شرقي و غربي نيز حدود 1 تا 5/1 درجه مي‌باشد.
مخزن آسماري و بخش ماسه‌سنگي اهواز حاوي نفتي با 30 درجة API و 2 درصد سولفور است ]1[. ابعاد مخزن آسماري در سطح تماس آب و نفت حدود 30 كيلومتر طول و 5/3 كيلومتر عرض دارد. سطح تماس آب و نفت در اين مخزن در حدود عمق 2272 متري زير سطح دريا تعيين شده است. با توجه به اينكه نقطة ستيغ مخزن بر روي نقشه ساختماني حدود عمق 2144 متري زير سطح دريا را نشان مي‌دهد و با احتساب آخرين منحني بسته مخزن (2400 متري)، ميزان بستگي قائم در حدود 256 متر محاسبه شده است، ارتفاع ستون نفت در قسمت‌هاي مركزي مخزن حدود 128 متر مي‌باشد كه به سمت دماغه‌هاي مخزن از ميزان آن كاسته مي‌شود.
بحث
ليتولوژي:
بررسيهاي پتروگرافي مقاطع نازک و مطالعات نمودارها حاکي از آن است که مخزن آسماري در اين ميدان تناوبي از آهک، دولوميت، ماسه سنگ و شيل است. مخزن آسماري به 8 زون (لايه) تقسيم شده و هر زون داراي ليتولوژي و اختصاصات پتروفيزيکي مربوط به خود است. زون 1 عمدتا کربناته (آهکي و دولوميتي)، زونهاي 2،3،4 و 5 عمدتا ماسه سنگي (بخش ماسه سنگي اهواز)، زون 6 مخلوطي از سنگ آهک، دولوميت، ماسه و شيل و زونهاي 7 و 8 آهکي و شيلي است. اشکال 1 و2 درصد ماسه، دولوميت آهک و رس موجود در زون هاي مختلف چاه شماره 46 اين ميدان را نشان مي دهد.
پارامترهاي پتروفيزيکي:
مخزن آسماري در ميدان منصوري به 8 زون تقسيم بندي شده است. زونهاي 1، 2 و 3 حاوي هيدروکربن بوده و بقيه زونها اشباع از آب مي باشند. زون 2 اين مخزن کيفيت مخزني محسوسي نسبت به بقيه زون ها دارد. در شکل 2 تعدادي از نمودارهاي ارزيابي پارامترهاي پتروفيزيکي مخزن براي چاه شماره 46 منصوري و در شکل 3 براي زون 2 کل ميدان جهت نمونه آورده شده است. ارزيابي پتروفيزيکي اين زون ها به شرح زير است:
زون1- اين لايه عمدتاً از آهک هاي دولوميتي و دولوميت هاي آهکي، آهک و يک لايه آهک شيلي تشکيل يافته و از ميزان تخلخل خوب تا خيلي خوب برخوردار است. ميزان ضخامت خالص در اين زون متنوع بوده و از مقدار کمتر از يک متر تا 21 متر (در اطراف چاه شماره 43) متغير است. مقدار ضخامت خالص در قسمت هاي مرکزي تاقديس نسبت به يالها و دماغه هاي تاقديس بيشتر است. مقدار ضخامت خالص به ناخالص نيز مقادير متنوعي بوده و در قسمت هاي مرکزي تاقديس خصوصاً اطراف چاههاي 12،29،28،34،43 از 5/0 بيشتر است. اين نسبت در اطراف چاه شماره 34 حداکثر مقدار خود (98/0) را دارا مي باشد. متوسط اشباع آب ضخامت هاي خالص بين 30 تا 50 درصد بوده و در هيچ کدام از چاهها از 30 درصد کمتر نيست. مقدار ستون مفيد هيدروکربن در اين زون به حداکثر 6/2 متر (چاه 43) مي رسد. اين زون در پاره اي از چاهها کلاً آبزده مي باشد (مانند چاه 46 هر چند که در قسمت هاي مياني تاقديس قرار دارد). مسلماً مقدار ضخامت خالص در چاههايي که خارج از بستگي افقي حفر شده اند مانند چاه 27، صفر و يا ناچيز خواهد بود.
زون 2- اين لايه عمدتاً از ماسه ها ي شيلي، ماسه سنگ و ماسه هاي آهکي تشکيل يافته و از توسعه تخلخل خوب و خيلي خوب بعضاً متوسط برخوردار و هيدروکربن دار مي باشد. بر طبق ارزيابي هاي به عمل آمده، اين زون از کيفيت مخزن به مراتب بهتري نسبت به ساير زونها برخوردار مي باشد. ميزان ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل و همچنين ستون مفيد هيدروکربن در اين زون بالا بوده به طوري که ميزان ضخامت خالص در پاره اي از چاهها به مقدار بيش از 30 متر و ستون هيدروکربن 8 متر بالغ مي شود. اصولاً زونهاي 2، 3، 4 و 5 در ميدان منصوري عمدتاً از ماسه سنگ تشکيل شده و با توجه به سيمان شدگي کم اين ماسه سنگها، کيفيت مخزني اين افق ها بسيار بالاست. شکل 1 صحت اين مطالب را براي چاه شماره 46 خاطرنشان مي کند. همچنين نمودارهاي موجود در شکل 3 تغييرات ميداني پنج پارامتر پتروفيزيکي را در زون مخزني 2 نشان مي دهند.
زون 3- اين لايه عمدتاً ار ماسه سنگ، ماسه هاي شيلي و آهک هاي دولوميتي تشکيل يافته و داراي تناوبي از توسعه تخلخل خيلي خوب تا پايين برخوردار است و در بخش مياني بصورت رگه هاي ضخيم هيدروکربن دار مي باشد. قسمت عمده اين زون ماسه سنگي بوده که در افزايش کيفيت مخزن نقش مهمي را ايفا نموده است. بر اساس مطالعات ميدان انجام گرفته به طور کلي در اين ميدان مقدار نسبت ضخامت خالص به نا خالص نسبت به زون 2 کاهش را نشان مي دهد هر چند که گاه به بيش از 6/0 (چاه شماره 42) مي رسد اين لايه ستون هيدروکربني خوبي دارد به طور کلي اين لايه توليدي بوده و از کيفيت مخزني نسبي مناسبي برخوردار است. زون 4 تا 8- از آنجايي که سطح تماس آب و نفت براي کل ميدان در عمق 2272 متري زير سطح دريا (2279 متر از سطح زمين) قرار دارد، لذا قسمت پايين زون 3 و زونهاي 4،5،6،7،8 مخزن آسماري اين ميدان زير سطح تماس آب و نفت واقع گرديده و ميزان ضخامت خالص، ستون مفيد هيدروکربن و نسبت ضخامت خالص به ناخالص در اين زون ها صفر و يا بسيار ناچيز است.
نتيجه گيري
1- مخزن آسماري به 8 زون (لايه) تقسيم شده است که هر زون داراي ليتولوژي و اختصاصات پتروفيزيکي مربوط به خود است. زون يک عمدتا کربناته (آهکي و دولوميتي)، زونهاي 2، 3،4 و 5 عمدتا ماسه سنگي (بخش ماسه سنگي اهواز)، زون 6 مخلوطي از سنگ آهک، دولوميت، ماسه و شيل و زونهاي 7 و 8 آهکي و شيلي است.
2- مقايِسه زونهاي مختلف مخزن در چاه شماره 46 نشان مي دهد که با افزايش عمق بر ميِزان شيل و آهک بطور نسبي افزوده مي شود ولي مقدار کوارتز بويژه در زونهاي خاص (2، 3، 4 و 5) درصد عمده اي را تشکيل داده و در زون 5 بمقدار کم يافت مي شود. ميزان دولوميت بطور نسبي با افزايش عمق کاهش مي يابد و بيشترين مقدار آن در زون 1 مشاهده مي شود.
3- درصد اشباعي آب و نفت در چاه شماره 46 در زون 2 و 3 بترتيب کاهش و افزايش مي يابد و اين نشانه تمرکز نفتي بيشتر در بخشهاي ماسه سنگي است. در زون 1 که يک زون آهکي- دولوميتي است تغييرات اين دو پارامتر قابل توجه است ولي درصد اشباع نفت آن از زونهاي 2 و 3 کمتر مي باشد.
4- تغييرات درصد اشباع آب و نفت در مخزن حاکي از کنترل ليتولوژيکي توزيع نفت است، بطوريکه در زون 2 و 3 بدليل بالا بودن درصد ماسه سنگ، بيشترين مقدار را داراست. در اين زون فرايند دولوميتيزاسيون غالب نيست.
5- بر اساس ارزيابي هاي به عمل آمده زون 2 با بيش از 80 درصد ماسه بيشترين ستون مفيد هيدروکربني، ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل را دارا بوده و نظر به اشباع آب کم آن (20 درصد براي زون هاي مفيد)، بهترين کيفيت مخزني را در بين زون هاي ديگر دارا مي باشد. پس از آن زون هاي 3 و 1 از کيفيت مخزني مناسب تري برخوردارند. از آنجايي که زونهاي 4 تا 8 زير سطح تماس آب و نفت قرار دارند، لايه توليدي نبوده و از کيفيت مخزني پاييني برخوردارند. زون 2 بهترين لايه توليدي نفت از نظر پارامترهاي پتروفيزيکي به شمار مي رود.
منابع
1- مطيعي، ه. ،1372، زمين‌شناسي ايران، چينه‌شناسي زاگرس، سازمان زمين‌شناسي كشور.
2- Durrast, H., & Siegesmund, S., 1999, Correlation between rock fabrics and physical properties of carbonate reservoir rocks, Int. J. Earth Sci., 88, 392-408. 3- Jardine, D., & Wilshart, J.W., 1987, Carbonate reservoir description. Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 40, 129-152 4- Lucia, F. J., 1999, Carbonate reservoir rocks, Springer-verlog Berlin Heidelberg New York, 226 P. 5- Luo, P., & Machel, H.G., 1995, Pore size and pore throat types in a heterogeneous dolostone reservoir, Devonian Grosmont Formation, Western Canada sedimentary basin. Am. Assoc. Petr. Geol. Bull. Vol. 79, P. 1698-1720. 6- Murray, R. C.,& Pray, L.C., 1965, Dolomitization and limestone digenesis, An introduction, Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 13, 1-2 7- Nelson, R. A., 1985, Geological analysis of naturally fractured reservoirs. Gulf Publishing, Houston, pp.1-320 8- Schlumberger, 1989, Log interpretation/ Application, 2 nd edition, Schlumberger Well Services. 9- Sun, S.Q., 1995, Dolomite reservoirs: Porosity evolution and reservoir characterization, AAPG Bull., 79, 186-204 10- Wardlaw, N.C., 1965, Pore geometry of carbonate rocks, as revealed by pore casts and capillary pressure, AAPG Bull., 60, 245-257. 11- Warren, J., 2000, Dolomite: occurrence, evolution and economically important associations, Earth Science Reviews Vol. 52, P. 1-81 12- Zenger, D.H., Dunham, J.B., & Ethington, R.L., 1980, Concepts and models of dolomitization, Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 28, 1-320.
سعيد عليزاده پيرزمان
کارشناسي ارشد زمين‌شناسي نفت از دانشگاه شهيد چمران اهواز، کارشناس اکتشاف نفت، قرارگاه سازندگي خاتم‌الانبيا (موسسه سپانير)، پذيرفته و ارائه شده در بيست و چهارمين گردهمايي علوم زمين، سازمان زمين شناسي و اکتشافات معدني کشور
ارزيابي اختصاصات مخزني شامل مطالعه پارامترهاي پتروفيزيکي نظير تخلخل، نفوذپذيري و اشباع سيالات؛ تغييرات ليتولوژيکي نسبت به عمق و اختصاصات هيدروکربني از جمله ضخامت مفيد، غيرمفيد و ستون مفيد هيدروکربوري است. سنگهاي کربناته همراه با ماسه سنگها، سنگهاي مخزني نفت و گاز عمده اي را در دنيا تشکيل مي دهند. مخزن آسماري ميدان نفتي منصوري از جمله مخازن کربناته ترشيري ايران است که در 40 کيلومتري جنوب اهواز قرار دارد. اين مخزن به 8 زون تقسيم شده که هر زون داراي ليتولوژي و اختصاصات پتروفيزيکي مربوط به خود است. با توجه به اينکه در مخزن آسماري ميدان منصوري هر سه ليتولوژي عمده مخازن (ماسه سنگ، سنگ آهک و دولوميت) وجود دارد، مطالعه ليتولوژي و تاثير آنها بر پارامترهاي پتروفيزيكي مخازن از اهميت زيادي برخوردار است. بررسي مقاطع نازک و نمودارهاي چاه پيمايي حاکي از آن است که زون يک عمدتا کربناته (آهکي و دولوميتي)، زونهاي 2، 3،4 و 5 عمدتا ماسه سنگي (بخش ماسه سنگي اهواز)، زون 6 مخلوطي از سنگ آهک، دولوميت، ماسه و شيل و زونهاي 7 و 8 آهکي و شيلي است. بر اساس ارزيابي هاي به عمل آمده زون 2 با بيش از 80 درصد ماسه بيشترين ستون مفيد هيدروکربني، ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل را دارا بوده و نظر به اشباع آب کم آن (حدود 20 درصد براي زون هاي مفيد)، بهترين کيفيت مخزني را در بين زون هاي ديگر دارا مي باشد. پس از آن زون هاي 3 و 1 از کيفيت مخزني مناسب تري برخوردارند. از آنجايي که زونهاي 4 تا 8 زير سطح تماس آب و نفت قرار دارند، زون توليدي نبوده و از کيفيت مخزني پاييني برخوردارند. زون 2 بهترين لايه توليدي نفت از نظر پارامترهاي پتروفيزيکي به شمار مي رود.
Evaluation of reservoir characteristics and lithology of Asmari formation in Mansuri oil field By: Saeid Alizadeh Pirzaman Abstract Evaluation of reservoir characteristics includes petrophysical parameters like Porosity, Permeability and fluid saturations, net thickness, net to Gross ratio and oil column and lithologic variations versus depth. Asmari Reservoir of Mansuri oil field is one of the Tertiary Carbonate reservoirs of Iran which is located 40 km south to Ahwaz city. This reservoir is divided into 8 zones. Each zone has special lithology and petrophysical properties. Zone 1 is generally carbonate (limestone and dolomite), zones 2, 3, 4 and 5 sandy (Ahwaz sand member), zone 6 mixture of Sandstone, limestone, dolomite and shale and zones 7 & 8 limestone and shale.
Based on the petrophysical evaluations zone 2 (by more than 80 percent sand) is the best pay zone and has the most values of net thickness, net to gross ratio and oil column and oil saturation. Also this paper shows that zones 3 and 1 follow the zone 2 respectively. Zones 4 to 8 are located below the oil water contact and are not pay zones.
مقدمه
هدف اصلي اختصاصات مخزني، بازسازي اختصاصات پتروفيزيکي نظير تخلخل، نفوذپذيري و اشباع سيالات مي باشد. نحوه توزيع تخلخل مي تواند رابطه متداول ميان اين اختصاصات باشد. در اين ارتباط نمودارهاي چاه پيمائي ابزار مناسبي است [4]. ارتباط بين اختصاصات پتروفيزکي و زمين شناسي (ليتولوژي) موضوعي بوده که از سال 1955 تا کنون شدیداً مطالعه شده است. تخلخل و نفوذپذيري لايه کربناته ناشي از واکنش ميان انواع مواد اوليه رسوب و تنوعي از فرآيندهاي دياژنتيکي است.
نمودارهاي چاه پيمائي ثبت پيوسته اي از پارامترهاي سازنده نسبت به عمق را بدست مي دهد که کاربرد زمين شناسي بسيار مفيدي دارد [8]. ترکيب سازندها به کمک نمودارهاي چاه پيمائي (نظير دانسيته، نوترون و اشعه گاما) مي تواند بصورت کاني و يا عناصر شيميائي بيان شود و بنابراين ميان پارامترهاي پتروفيزيکي و ترکيب سنگ رابطه وجود دارد. اطلاعات حاصل مي تواند منجر به تفسير بهتر جهت اکتشاف و توليد و لذا اختصاصات پيشرفته مخزن شود [2].
سنگهاي کربناته همراه با ماسه سنگها، سنگهاي مخزني نفت و گاز عمده اي را در دنيا تشکيل مي دهند. ذخاير هيدروکربن در اين سنگها اساسا با دولوميت همراه است [9 & 3]. دولوميت ها حدودا %30 مخازن كربناته جهان را شامل مي شوند و تقريبا80 درصد نفت و گاز قابل استحصال سنگهاي کربناته آمريکاي شمالي را در خود جاي داده اند [13]. دوسوم نفت خاورميانه در کربناتها جاي گرفته و مخازن آسماري ايران با سن اليگوميوسن (ترشيري) در زمره مخازن دولوميتي نيز ذکر شده است [11]. اين نوع مخازن نسبت به مخازن کلاستيکي (به عنوان مثال ماسه سنگها) بسيار هتروژن است [9]. به عنوان مثال با افزايش عمق، دولوميت ها مخازن بهتري را نسبت به سنگهاي آهکي ايجاد مي کنند. با توجه به اينکه در مخزن آسماري ميدان منصوري هر سه ليتولوژي عمده مخازن (ماسه سنگ، سنگ آهک و دولوميت) وجود دارد، مطالعه ليتولوژي و تاثير آنها بر پارامترهاي پتروفيزيكي مخازن از اهميت زيادي برخوردار است.
اين موضوع اساسا به محيط رسوبگذاري رخساره هاي متعدد، فرايندهاي تکتونيکي و دياژنتيکي (سيماني شدن، دولوميتي زاسيون، تبلور مجدد، شکستگي و ...) مربوط است که سنگهاي کربناته را همراهي مي کند [6&10]. بعلاوه شکستگي نيز نقش مهمي را در مخازن ايفا ميکند و تخلخل و نفوذ پذيري ايجاد شده، آنيزوترپي عمده اي را در مخزن [7 & 9] بوجود مي آورد. لذا، مطالعه ليتولوژي هاي مختلف و تاثير آنها بر پارامترهاي پتروفيزيكي مخازن از اهميت زيادي برخوردار است[5].
ميدان نفتي منصوري
ميدان نفتي منصوري در 40 کيلومتري جنوب شهر اهواز واقع است و فاقد هر گونه ساختمان سطحي بوده و اساسا ساختاري است که به وسيله لرزه نگاري مشخص شده است. اين ميدان در سال 1341 اکتشاف گرديده و داراي چند سازند مخزني (سازند آسماري و بخش ماسه سنگي اهواز، سازند ايلام و سازند سروک است). اين ميدان از سال 1353 مورد بهره برداري قرار گرفت و تا خرداد 1383 تعداد 58 حلقه چاه در آن حفاري گرديده است. بر اساس نقشه‌هاي حاصل از مطالعات لرزه‌نگاري و نقشه‌هاي ساختماني زيرزميني تهيه شده، مي‌توان ميدان منصوري را تاقديسي كشيده با دامنه‌هاي ملايم و كم شيب در راستاي شمال غرب ـ جنوب شرق در نظر گرفت. شيب دامنه شمالي كمي بيشتر از دامنه جنوبي است و به ترتيب حدود 8-6 درجه و 6-5 درجه شيب دارند. شيب دماغه‌هاي شرقي و غربي نيز حدود 1 تا 5/1 درجه مي‌باشد.
مخزن آسماري و بخش ماسه‌سنگي اهواز حاوي نفتي با 30 درجة API و 2 درصد سولفور است ]1[. ابعاد مخزن آسماري در سطح تماس آب و نفت حدود 30 كيلومتر طول و 5/3 كيلومتر عرض دارد. سطح تماس آب و نفت در اين مخزن در حدود عمق 2272 متري زير سطح دريا تعيين شده است. با توجه به اينكه نقطة ستيغ مخزن بر روي نقشه ساختماني حدود عمق 2144 متري زير سطح دريا را نشان مي‌دهد و با احتساب آخرين منحني بسته مخزن (2400 متري)، ميزان بستگي قائم در حدود 256 متر محاسبه شده است، ارتفاع ستون نفت در قسمت‌هاي مركزي مخزن حدود 128 متر مي‌باشد كه به سمت دماغه‌هاي مخزن از ميزان آن كاسته مي‌شود.
بحث
ليتولوژي:
بررسيهاي پتروگرافي مقاطع نازک و مطالعات نمودارها حاکي از آن است که مخزن آسماري در اين ميدان تناوبي از آهک، دولوميت، ماسه سنگ و شيل است. مخزن آسماري به 8 زون (لايه) تقسيم شده و هر زون داراي ليتولوژي و اختصاصات پتروفيزيکي مربوط به خود است. زون 1 عمدتا کربناته (آهکي و دولوميتي)، زونهاي 2،3،4 و 5 عمدتا ماسه سنگي (بخش ماسه سنگي اهواز)، زون 6 مخلوطي از سنگ آهک، دولوميت، ماسه و شيل و زونهاي 7 و 8 آهکي و شيلي است. اشکال 1 و2 درصد ماسه، دولوميت آهک و رس موجود در زون هاي مختلف چاه شماره 46 اين ميدان را نشان مي دهد.
پارامترهاي پتروفيزيکي:
مخزن آسماري در ميدان منصوري به 8 زون تقسيم بندي شده است. زونهاي 1، 2 و 3 حاوي هيدروکربن بوده و بقيه زونها اشباع از آب مي باشند. زون 2 اين مخزن کيفيت مخزني محسوسي نسبت به بقيه زون ها دارد. در شکل 2 تعدادي از نمودارهاي ارزيابي پارامترهاي پتروفيزيکي مخزن براي چاه شماره 46 منصوري و در شکل 3 براي زون 2 کل ميدان جهت نمونه آورده شده است. ارزيابي پتروفيزيکي اين زون ها به شرح زير است:
زون1- اين لايه عمدتاً از آهک هاي دولوميتي و دولوميت هاي آهکي، آهک و يک لايه آهک شيلي تشکيل يافته و از ميزان تخلخل خوب تا خيلي خوب برخوردار است. ميزان ضخامت خالص در اين زون متنوع بوده و از مقدار کمتر از يک متر تا 21 متر (در اطراف چاه شماره 43) متغير است. مقدار ضخامت خالص در قسمت هاي مرکزي تاقديس نسبت به يالها و دماغه هاي تاقديس بيشتر است. مقدار ضخامت خالص به ناخالص نيز مقادير متنوعي بوده و در قسمت هاي مرکزي تاقديس خصوصاً اطراف چاههاي 12،29،28،34،43 از 5/0 بيشتر است. اين نسبت در اطراف چاه شماره 34 حداکثر مقدار خود (98/0) را دارا مي باشد. متوسط اشباع آب ضخامت هاي خالص بين 30 تا 50 درصد بوده و در هيچ کدام از چاهها از 30 درصد کمتر نيست. مقدار ستون مفيد هيدروکربن در اين زون به حداکثر 6/2 متر (چاه 43) مي رسد. اين زون در پاره اي از چاهها کلاً آبزده مي باشد (مانند چاه 46 هر چند که در قسمت هاي مياني تاقديس قرار دارد). مسلماً مقدار ضخامت خالص در چاههايي که خارج از بستگي افقي حفر شده اند مانند چاه 27، صفر و يا ناچيز خواهد بود.
زون 2- اين لايه عمدتاً از ماسه ها ي شيلي، ماسه سنگ و ماسه هاي آهکي تشکيل يافته و از توسعه تخلخل خوب و خيلي خوب بعضاً متوسط برخوردار و هيدروکربن دار مي باشد. بر طبق ارزيابي هاي به عمل آمده، اين زون از کيفيت مخزن به مراتب بهتري نسبت به ساير زونها برخوردار مي باشد. ميزان ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل و همچنين ستون مفيد هيدروکربن در اين زون بالا بوده به طوري که ميزان ضخامت خالص در پاره اي از چاهها به مقدار بيش از 30 متر و ستون هيدروکربن 8 متر بالغ مي شود. اصولاً زونهاي 2، 3، 4 و 5 در ميدان منصوري عمدتاً از ماسه سنگ تشکيل شده و با توجه به سيمان شدگي کم اين ماسه سنگها، کيفيت مخزني اين افق ها بسيار بالاست. شکل 1 صحت اين مطالب را براي چاه شماره 46 خاطرنشان مي کند. همچنين نمودارهاي موجود در شکل 3 تغييرات ميداني پنج پارامتر پتروفيزيکي را در زون مخزني 2 نشان مي دهند.
زون 3- اين لايه عمدتاً ار ماسه سنگ، ماسه هاي شيلي و آهک هاي دولوميتي تشکيل يافته و داراي تناوبي از توسعه تخلخل خيلي خوب تا پايين برخوردار است و در بخش مياني بصورت رگه هاي ضخيم هيدروکربن دار مي باشد. قسمت عمده اين زون ماسه سنگي بوده که در افزايش کيفيت مخزن نقش مهمي را ايفا نموده است. بر اساس مطالعات ميدان انجام گرفته به طور کلي در اين ميدان مقدار نسبت ضخامت خالص به نا خالص نسبت به زون 2 کاهش را نشان مي دهد هر چند که گاه به بيش از 6/0 (چاه شماره 42) مي رسد اين لايه ستون هيدروکربني خوبي دارد به طور کلي اين لايه توليدي بوده و از کيفيت مخزني نسبي مناسبي برخوردار است. زون 4 تا 8- از آنجايي که سطح تماس آب و نفت براي کل ميدان در عمق 2272 متري زير سطح دريا (2279 متر از سطح زمين) قرار دارد، لذا قسمت پايين زون 3 و زونهاي 4،5،6،7،8 مخزن آسماري اين ميدان زير سطح تماس آب و نفت واقع گرديده و ميزان ضخامت خالص، ستون مفيد هيدروکربن و نسبت ضخامت خالص به ناخالص در اين زون ها صفر و يا بسيار ناچيز است.
نتيجه گيري
1- مخزن آسماري به 8 زون (لايه) تقسيم شده است که هر زون داراي ليتولوژي و اختصاصات پتروفيزيکي مربوط به خود است. زون يک عمدتا کربناته (آهکي و دولوميتي)، زونهاي 2، 3،4 و 5 عمدتا ماسه سنگي (بخش ماسه سنگي اهواز)، زون 6 مخلوطي از سنگ آهک، دولوميت، ماسه و شيل و زونهاي 7 و 8 آهکي و شيلي است.
2- مقايِسه زونهاي مختلف مخزن در چاه شماره 46 نشان مي دهد که با افزايش عمق بر ميِزان شيل و آهک بطور نسبي افزوده مي شود ولي مقدار کوارتز بويژه در زونهاي خاص (2، 3، 4 و 5) درصد عمده اي را تشکيل داده و در زون 5 بمقدار کم يافت مي شود. ميزان دولوميت بطور نسبي با افزايش عمق کاهش مي يابد و بيشترين مقدار آن در زون 1 مشاهده مي شود.
3- درصد اشباعي آب و نفت در چاه شماره 46 در زون 2 و 3 بترتيب کاهش و افزايش مي يابد و اين نشانه تمرکز نفتي بيشتر در بخشهاي ماسه سنگي است. در زون 1 که يک زون آهکي- دولوميتي است تغييرات اين دو پارامتر قابل توجه است ولي درصد اشباع نفت آن از زونهاي 2 و 3 کمتر مي باشد.
4- تغييرات درصد اشباع آب و نفت در مخزن حاکي از کنترل ليتولوژيکي توزيع نفت است، بطوريکه در زون 2 و 3 بدليل بالا بودن درصد ماسه سنگ، بيشترين مقدار را داراست. در اين زون فرايند دولوميتيزاسيون غالب نيست.
5- بر اساس ارزيابي هاي به عمل آمده زون 2 با بيش از 80 درصد ماسه بيشترين ستون مفيد هيدروکربني، ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل را دارا بوده و نظر به اشباع آب کم آن (20 درصد براي زون هاي مفيد)، بهترين کيفيت مخزني را در بين زون هاي ديگر دارا مي باشد. پس از آن زون هاي 3 و 1 از کيفيت مخزني مناسب تري برخوردارند. از آنجايي که زونهاي 4 تا 8 زير سطح تماس آب و نفت قرار دارند، لايه توليدي نبوده و از کيفيت مخزني پاييني برخوردارند. زون 2 بهترين لايه توليدي نفت از نظر پارامترهاي پتروفيزيکي به شمار مي رود.
منابع
1- مطيعي، ه. ،1372، زمين‌شناسي ايران، چينه‌شناسي زاگرس، سازمان زمين‌شناسي كشور.
2- Durrast, H., & Siegesmund, S., 1999, Correlation between rock fabrics and physical properties of carbonate reservoir rocks, Int. J. Earth Sci., 88, 392-408. 3- Jardine, D., & Wilshart, J.W., 1987, Carbonate reservoir description. Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 40, 129-152 4- Lucia, F. J., 1999, Carbonate reservoir rocks, Springer-verlog Berlin Heidelberg New York, 226 P. 5- Luo, P., & Machel, H.G., 1995, Pore size and pore throat types in a heterogeneous dolostone reservoir, Devonian Grosmont Formation, Western Canada sedimentary basin. Am. Assoc. Petr. Geol. Bull. Vol. 79, P. 1698-1720. 6- Murray, R. C.,& Pray, L.C., 1965, Dolomitization and limestone digenesis, An introduction, Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 13, 1-2 7- Nelson, R. A., 1985, Geological analysis of naturally fractured reservoirs. Gulf Publishing, Houston, pp.1-320 8- Schlumberger, 1989, Log interpretation/ Application, 2 nd edition, Schlumberger Well Services. 9- Sun, S.Q., 1995, Dolomite reservoirs: Porosity evolution and reservoir characterization, AAPG Bull., 79, 186-204 10- Wardlaw, N.C., 1965, Pore geometry of carbonate rocks, as revealed by pore casts and capillary pressure, AAPG Bull., 60, 245-257. 11- Warren, J., 2000, Dolomite: occurrence, evolution and economically important associations, Earth Science Reviews Vol. 52, P. 1-81 12- Zenger, D.H., Dunham, J.B., & Ethington, R.L., 1980, Concepts and models of dolomitization, Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 28, 1-320.
سعيد عليزاده پيرزمان
کارشناسي ارشد زمين‌شناسي نفت از دانشگاه شهيد چمران اهواز، کارشناس اکتشاف نفت، قرارگاه سازندگي خاتم‌الانبيا (موسسه سپانير)، پذيرفته و ارائه شده در بيست و چهارمين گردهمايي علوم زمين، سازمان زمين شناسي و اکتشافات معدني کشور
