نشریه علوم زمین خوارزمی

نشریه علوم زمین خوارزمی

تعیین گونه‌های سنگی مخزنی بر مبنای داده‌های پتروفیزیکی و آنالیز ویژه مغزه در یکی از مخازن کربناته خلیج فارس

نویسنده
مهدی امیرسرداری
دانشگاه خوارزمی، دانشکدۀ علوم زمین
10.52547/gnf.6.2.235
چکیده
یکی از مهم‌ترین مراحل بررسی مخازن هیدروکربوری تعیین گونه‌های سنگی است. تعیین نوع سنگ مخزن یا بر مبنای گروه‌بندی مشخصات لیتولوژی، پتروفیزیکی و زمین‌شناسی سنگ مخزن انجام می‌شود و یا بر اساس خواص دینامیک و عبوردهی سیالات در واحد‌های سنگی انجام می‌شود. روش اول بیش‌تر به‌وسیلۀ زمین‌شناسان و متخصصان مربوط به ساخت مدل‌های ریزدانه‌ای زمین‌شناسی پذیرفته شده است حال آن‌که مهندسان مخزن بیش‌تر با تکیه بر اساس رفتار جریان سیال این تقسیم‌بندی را انجام می‌دهند. به‌عبارت دیگر تقسیم‌بندی سنگ مخزنی وابسته به پارامترهای مختلفی نظیر ماتریس سنگ، نوع حفره‌ها، تخلخل، تراوایی، توزیع سایز گلوگاه حفره‌ها و فشار مویینگی است. در این مقاله، به‌صورت یک‌پارچه همۀ اطلاعات مغزه اعم از داده‌های استاتیکی و دینامیکی و هم‌چنین نتایج تفسیر داده‌های نمودارگیری به‌منظور تعیین گونه‌های سنگی در یکی از مخازن کربناته در خلیج فارس استفاده شده است. در این پژوهش از تطابق داده‌های اشباع آب به‌دست آمده از آنالیز ویژه مغزه و تفاسیر پتروفیزیکی به‌منظور تعیین دقیق‌تر گونه‌های سنگی، استفاده شده است.
کلیدواژه‌ها
مخازن کربناته
گونه‌های سنگی
اشباع آب
فشار موئینگی
توزیع اندازه گلوگاه‌های حفره‌ای

عنوان مقاله English

Reservoir Rock Typing Based on Petrophysical and Special Core Data in one of the Carbonate Reservoir in Perisan Gulf

نویسنده English

Mahdi Amirsardari
چکیده English

One of the most important steps in the study of hydrocarbon reservoirs is the determination of rock types. Determining of reservoir rock type can be done either based on the grouping of lithological, petrophysical and geological characteristics of the reservoir rock or based on the dynamic properties and fluid permeability in rock units. The first method is mostly accepted by geologists and specialists in making fine-grid geological models, while reservoir engineers rely more on this based on fluid flow behavior. In other words, the classification of reservoir rock depends on various parameters such as rock fabric, type of cavities, porosity, permeability, size distribution of the pore throats and capillary pressure. In this paper, all core data including static and dynamic data as well as the results of interpretation of logging data have been used to determine rock types in one of the carbonate reservoirs in the Persian Gulf. In this study, the matching of water saturation data obtained from special core analysis and petrophysical interpretations has been used in order to more accurately determine rock types.

کلیدواژه‌ها English

Rock Types
Water Saturation
Capillary Pressure
Pore Throat Size Distribution
[1] Cao, Z., Liu, G., Zhan, H., Li, C., You, Y., Yang, C., Jiang, H., 2016. Pore structure characterization of Chang-7 tight sandstone using MICP combined with N 2 GA techniques and its geological control factors. Scientific reports, 6, 36919.
[2] Li, A., Ding, W., He. J., Dai, P., Yin, S., Xie, F., 2015. Investigation of pore structure and fractal characteristics of organic-rich shale reservoirs：A case study of Lower Cambrian Qiongzhusi formation in Malong block of eastern Yunnan Province, South China. Mar. Pet. Geol. 70, 46–57.
[3] Dezfoolian, M.A., 2013. Flow Zone Indicator Estimation Based on Petrophysical Studies Using an Artificial Neural Network in a Southern Iran Reservoir. Pet. Sci. Technol. 31. 1294–1305.
[4] Bustin, R. M., Bustin, A. M. M., Cui, A., Ross, D., Pathi, V. M., 2008. Impact of shale properties on pore structure and storage characteristics. In: SPE Shale Gas Production Conference, Fort Worth, Texas.
[5] Amaefule, J. O., Altunbay, M., Tiab, D., Kersey, D. G., & Keelan, D. K. (1993). Enhanced reservoir description: using core and log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in uncored intervals/wells. Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
[6] Keelan, D. K., & Pugh, V. J. (1975). Trapped-gas saturations in carbonate formations. Society of Petroleum Engineers Journal, 15(02), 149-160.
[7] Tiab D., Donaldson E. C., "Petrophysics: Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties", Fourth Edition, Gulf Professional Publishing(2015) 918.
[8] Carman P., 1937. Fluid flow through a granular bed, Chemical Engineering Research & Design, 75, S32–S48.
[9] Kozeny J., 1927. Uber kapillare Leitung der Wasser in Boden, in Aufstieg, Versickerung und Anwendung auf die Bewasserung, in Akaddemie der Wissenschaften, Wien, 136, 271–306.
[10] Al-Ajmi, F. A., & Holditch, S. A. (2000). Permeability estimation using hydraulic flow units in a Central Arabia reservoir. Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
[11] Dykstra, H., Parsons, R.L. 1950. The prediction of oil recovery by water flooding. In Secondary Recovery of Oil in the United States, second edition, 160–174. Washington, DC: API.
[12] Porras, J. C., Campos, O. 2001. Rock typing: a key for petrophysical characterization and definition of flow units, Santa Barbara Field, Eastern Venezuela Basin. In: SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference held in Buenos Aires.
[13] Jorge, S.G., Ribeiro, M. T., Christian, J.S., 2008. Carbonate reservoir rock typing-the link between Geology and SCAL. In International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, UAE.