تعیین گروههای سنگی با استفاده از لاگهای پتروفیزیکی و داده های مغزه در سازند بورگان
| دسته | زمین شناسی نفت |
|---|---|
| گروه | سازمان زمین شناسی و اکتشافات معدنی کشور |
| مکان برگزاری | بیست و ششمین گردهمایی علوم زمین |
| نویسنده | نظام وفا، سروش |
| تاريخ برگزاری | ۰۱ اسفند ۱۳۸۵ |
مقدمه:
از نظر موقعیت جغرافیایی، سازند مخزنی بورگان در یکی از میادین نفتی دریایی (Offshore) خلیج فارس و در محدوده عرض های ۲۰ تا ۳۰ درجه شمالی و طول های ۴۹ تا ۵۰ درجه مطالعه شده است. لازم به ذکر است که به دلیل محرمانه بودن اطلاعات توسط شرکت نفت فلات قاره ارائه نام میدان و موقعیت دقیق آن مقدور نمی باشد بنابراین به جای نام دقیق میدان، از واژه میدان مورد مطالعه استفاده شده است. شکل میدان بصورت بیضوی و تقریبا دارای امتداد شمال غرب – جنوب شرق می باشد. (شکل ۱).سازند بورگان با سن کرتاسه زیرین- میانی و با لیتولوژی ماسه سنگ- شیلی در برش الگو خود در کشور کویت بصورت یک طاقدیس عظیم (بورگان بزرگ، دومین مخزن بزرگ نفتی شناسایی شده جهان با ۷۲ میلیارد بشکه ذخیره نفت) شناسایی شده و افق هایی از این سازند که تشکیل مخازن نفتی را داده است در ایران نیز قرار دارد (افشار حرب،۱۳۸۱). نام این سازند هم از نام این طاقدیس گرفته شده است (Louis,۱۹۹۷). این سازند به طرف شمال بطور جانبی به سازند کژدمی که اغلب از شیل تشکیل شده است تبدیل می شود (مطیعی،۱۳۷۴). برش نمونه سازند بورگان توسط آون و نصر(Owen & Nasr,۱۹۵۶) در چاه شماره ۱۱۳ بورگان و در اعماق ۱۲۰۲ تا ۱۵۰۷ متری به ضخامت ۳۶۸ متر معرفی گردیده است (کردی،۱۳۸۰). زون B از سازند بورگان به ۸ رخساره که در مجموع در قالب یک سیستم خلیج دهانه ای تحت تاثیر جذر و مد (Tide-dominated estuary system) نهشته شده تقسیم گردیده است. این سازند به صورت ۳ توالی (Sequence) متشکل از چندین سیکل به سمت بالا ریز شونده (Fining–Upward) تشکیل شده است (هنرمند و لطف پور،۱۳۸۱). در این میدان سازند بورگان به ۳ زون مخزنی A ،B و C تقسیم شده است که میانگین ضخامت زون A در نازکترین بخش ۸۰ متر و در ضخیم ترین بخش ۲۰۰ متر، میانگین ضخامت زون B در نازکترین بخش ۲۰ متر و در ضخیم ترین بخش به حدود ۳۰ متر، و در زون مخزنی C به ۳۰ تا ۶۰ متر می رسد (گزارشات تکمیلی چاههای میدان مورد مطالعه،شرکت ملی نفت ایران،۱۳۸۲).
در میدان نفتی مورد مطالعه با در دست داشتن لاگهای مختلف از ۳۶ حلقه چاه که شامل لاگهای پرتوگاما(SGR,CGR,GRLWD)، پتانسیل خودزا (SP)، نوترون (NPHI)، چگالی(RHOB)، صوتی (DT)، کالیپر (CALI) و لاگهای مختلف مقاومت ویژه (LLD,LLS,MSFL,LL۳,MLL) می باشد و همچنین داده های مغزه، پارامتر های مور نیاز، با استفاده از روش های قطعی (Deterministic) و احتمالی (Problistic) محاسبه و در نهایت با ترکیبی از این نتایج معرفی گروه های سنگی (Rocktypes) انجام گرفته است. شناسایی گروههای سنگی در زون های مخزنی کمک بسیار زیادی در درک بهتر از وضعیت جریان سیالات مخزنی و در نتیجه مدیریت تولید و بهره برداری چاههای میدان خواهد داشت (Granier,۲۰۰۴,Machhour,Prinet,Mersah,۲۰۰۳).. بدلیل مشترک بودن مخازن هیدروکربوری این ماسه ها در اطراف مرز آبی ایران و کشورهای عربی مطالعات اکتشافی و شناخت کامل از ویژگی مخازن آن آنها از اهمیت ویژه ای برخوردار است.
بحث:
روش کار
در میدان مورد مطالعه پس از جمع آوری داده های لازم اطلاعات مربوط به لاگها آماده سازی شده و سپس برای انجام محاسبات دو روش قطعی و احتمالی در نظر گرفته شدند. آماده سازی داده ها خود شامل ۴ مرحله می باشد، ۱- بارگذاری داده ها (Load Data) ۲- کنترل کیفیت و ویرایش داده ها (QC & Edit Data) ۳- محاسبه پارامترهای مورد نیاز قبل از محاسبه اصلی (Precalc) ۴- انجام تصحیحات محیطی (Environmental Corrections). پس از بارگذاری داده ها در نرم افزار، در مرحله کنترل کیفیت و ویرایش داده ها می توان عملیاتی مانند از بین بردن پارازیت ها (Despiking)، وارد نمودن گرافیکی لاگها (Curve Insert)، جابجایی خط مبنا (Base Line Shifting)، جدا کردن و یا ترکیب کردن لاگها (Split and Merge)، جابجایی عمق(Depth Shift) و بازسازی لاگ ها (Log Reconstruction) را انجام داد. در مرحله سوم محاسباتی مانند محاسبه دما و فشار سازند، ویژگی های گل داخل چاه که شامل Rmf,Rm,Rmc است، شوری گل و فیلتره گل، ضخامت سله گل، مقادیر جذب فوتوالکتریک و قابلیت هدایت در زون های دست خورده و زون های دست نخورده که در مراحل بعدی و محاسبات اصلی مورد استفاده قرار می گیرند، انجام می گیرد. در مرحله چهارم، تصحیحات محیطی با استفاده از چارتهای استاندارد انجام می گیرد. تمامی محاسبات در روش احتمالی با استفاده از نرم افزار تخصصی پتروفیزیک، ژئولاگ انجام گرفته است. در نرم افزار ژئولاگ تصحیحات محیطی (Environmental Corrections) با توجه به مقادیر ورودی (Input) مورد نیاز، در نرم افزار بر روی داده ها اعمال شده است. بنابراین نتایج بدست آمده نتایجی می باشند که نسبت به عوامل محیطی تصحیح شده اند. در طی این مراحل داده ها ی موجود می تواند مواردی همچون، لاگهای بدست آمده سرچاه، نتایج آزمایشگاهی (آنالیز مغزه)، سرسازندهای زمین شناسی، تصاویر، لیتولوژی، آنالیز سیال و نتایج آزمایش فشار باشند که در طی بارگذاری در پروژه نام چاهها و لاگها، واحدهای آنها و کنترل شاخص های ورودی استاندارد می شوند و سپس در بخشی از گزینه چاه (Well)روی این داده ها عملیات کنترل کیفیت (QC)، بازسازی لاگها، ویرایش (Edit)، ادغام (Merge)، تطابق عمق (Depth match)، کالیبراسیون و تصحیحات محیطی انجام می گیرد. محاسبات به روش قطعی با کمک نرم افزار Excel و با توجه به مدل های مختلف ارائه شده، انجام می گیرد تا بهترین و منطقی ترین جواب بدست آید.برای مثال در این مطالعه محاسبه پارامتر حجم شیل با روش های مختلف و با استفاده از لاگ های SP، SGR، CGR و GRLWD و همچنین ترکیبی از لاگهای نوترون و چگالی محاسبه و با توجه به جوابهای بدست آمده منطقی ترین روش برای استفاده در مورد تمامی چاهها بکار گرفته شده اند. برای محاسبه حجم شیل با روش احتمالی که از نرم افزار تخصصی پتروفیزیک، ژئولاگ استفاده شده است رویکرد قبلی به کار گرفته شد. بدین صورت که در چاههایی که داده های کامل تری دارند با روش های مختلف که در نرم افزار امکان محاسبه آنها برنامه ریزی شده محاسبه و در نهایت بهترین روش در همه چاهها اعمال شد. مغزه های حاصل از چاه ها نیز بهترین اطلاعات را در اختیار زمین شناسان و مهندسین مخزن قرار می دهند (Guo,Ghalambor,Duan,۲۰۰۴)، که خوشبختانه در این میدان با وجود مشکلات مغزه گیری در ارتباط با ریزش دیواره چاه در ماسه های سست هیدروکربوری (Loose Sands) در برخی از چاه ها تا ۲۵ متر مغزه پیوسته بدست آمده است. با توجه به این که در همگی چاهها لاگهای مقاومت ویژه و پرتو گاما وجود داشت، پس از محاسبه حجم شیل پلات نتایج مقاومت ویژه کل (Rt) در برابر نتایج حجم شیل (Vsh) بدست آمده ترسیم و با کمک داده های مغزه ها، گروههای سنگی مختلف تعریف شدند (Fe’liax,Belanche,Mun,۲۰۰۴),(Kamel,Mohamed,۲۰۰۶),(Clavoud,Lavigne,۲۰۰۳
گروههای سنگی (Rock Types)
طی بررسی ها و محاسبات مختلف انجام گرفته بر روی این سازند و با توجه به وضعیت لیتولوژی خاص آن بهترین روش آنالیز پتروفیزیکی مخزن تعیین گروههای سنگی مخزن و انجام محاسبات جزئی تر بروی این گروهها می باشد. تنها با استفاده از این روش است که می توان پارامترهای مورد نیاز را در زون خاص خود محاسبه نمود، در نتیجه از بدست آمدن نتایج غیر منطقی با در پیش رو گرفتن روش میانگین گیری ساده از مقادیر پارامتر بخش های مختلف سازند که دارای خصوصیات متفاوت مخزنی (در فاصله بسیار نزدیک از هم) می باشند جلوگیری نمود و با اطمینان بالایی از نتایج استخراج شده استفاده کرد. از آنجا که مجموعه نمودار های چاه پیمایی موجود می توانند بیانگر خصوصیات لایه سنگی سازند مورد مطالعه باشند، و به نوعی تصویری از رخساره سنگی (Lithofacies) را بوجود می آورند (Frost,Fertel,۱۹۹۵),(Evans,Mory,Tait,۲۰۰۶),(Schlumberger,۱۹۸۹). از تغییرات دیگر نمودارهای چاه پیمایی میدان نیز استفاده شده است (شکل ۲).
در این سازند نیز با استفاده از اطلاعات چاههای مختلف و اطلاعات مغزه ها و همچنین لاگ های موجود در بخش اصلی مخزنی (بورگان B) ۹ گروه سنگی تعریف شده که به منظور بهره گیری سریع از مقاطع توسعه ای افقی به ۷ نوع کیفیت مخزنی تقسیم بندی شدند.
گروه سنگی نوع ۱ دارای حجم شیل کمتر از ۱۰ درصد می باشد و با توجه به داده های مغزه نیز بصورت ماسه دانه متوسط با جورشدگی خوب، تمیز، یکپارچگی کم، که بصورت توده ای دیده می شود و ساختی در آن مشاهده نمی گردد قابل شناسایی می باشد. گروه سنگی نوع ۲ دارای حجم شیل بین ۱۰ تا ۳۰ درصد و مقاومت ویژه بالای ۱۰ تا ۱۵ اهم متر می باشد، مغزه های بدست آمده نشان دهنده ماسه های دانه ریز تا خیلی دانه ریز، جورشدگی خوب، گاها با لامینه های خاکستری رنگ موجی یا لنزی شکل همراه با خرده های گیاهی کربناته می باشد. گروه سنگی نوع ۳ که حجم شیلی بین ۳۰ تا ۶۰ درصد و مقاومت ویژه بالاتر از ۱۰ تا ۱۵ اهم متر دارد، این نوع گروه سنگی در واقع نوعی از گروه سنگی نوع ۲ می باشد ولی با توجه به داده های مغزه می توان گفت به تمیزی و کیفیت ماسه های گروه سنگی نوع ۲ نیستند، این گروه سنگی بصورت ماسه های دانه ریز تا خیلی دانه ریز، خوب جورشده می باشد. با توجه به محاسبات انجام گرفته و بررسی نتایج لاگها می توان گفت که سه بخش اصلی مخزنی و با کیفیت بالا در زون های مورد بررسی این سه نوع گروه سنگی می باشد.گروه سنگی نوع ۴ حجم شیلی بین ۱۰ تا ۳۰ درصد و مقاومت ویژه کمتر از ۱۰ تا ۱۵ اهم متر دارد، این گروه سنگی از ماسه های دانه ریز تا خیلی دانه ریز، ماسه های خوب جورشده، همراه با کانی های رسی مختلف مانند کائولینیت می باشد. گروه سنگی نوع ۵ بصورت ماسه های دانه ریز، رس سیلتی کاملا حفاری شده(Burrowed) می باشد. گروه سنگی نوع ۶ حجم شیلی بین ۶۰ تا ۸۰ درصد داشته و بصورت سیلت و رس بی نهایت زغالی بین لامینه ای، سیلت و ماسه دانه ریزدیده می شود. گروه سنگی نوع ۷ با حجم شیل بیش از ۸۰ درصد و بصورت سیلت رسی با لامینه خاکستری تیره، گاها با فلاسر، لایه بندی لنزی و بیوتربیشن می باشد. گروه سنگی نوع ۸ حجم شیلی برابر با ۲۵ درصد و مقاومت ویژه بالایی دارا می باشد. گروه سنگی نوع ۹ دارای حجم شیلی بین ۲۵ تا ۵۰ درصد و میزان بالایی از مقاومت ویژه بوده و در نمونه های مغزه بصورت شیل های زغالی سیاه و خاکستری تیره دیده می شود.گروه سنگی نوع ۳ از نوع ۴ توسط ویژگی لاگها شناسایی شده اند و گروه سنگی ۷ به همه اینتروالهای شسته شده (Washout) اطلاق شده و گروههای سنگی ۸ و ۹ با کمک ترکیبی از اطلاعات لاگها، پارامترهای حفاری و اطلاعات گل حفاری شناسایی شده اند. هر یک از ۹ گروه سنگی تعریف شده مخصوص یک محیط رسوبی خاص است که با استفاده از ۶ فاز پرشدگی و فرورفتگی که توسط، (ویلیامز ۲۰۰۴) تعریف شده و نیز گزارش آنالیز های معمول مغزه این تفسیر انجام می شود.
ویژگی انواع گروههای سنگی تعریف شده
۱- ماسه های سست- (Loose sands) (RT-۱) :
ماسه دانه متوسط با جورشدگی خوب، حجم شیل بسیار پایین، که بصورت توده ای دیده می شود.
۲- ماسه های تمیز توده ای- (Massive Clean Sands) (RT-۲) :
ماسه دانه ریز تا خیلی دانه ریز با جورشدگی خوب، گاهی با لامینه خاکستری رنگ موجی یا لنزی.
۳- ماسه و کانی های رسی لایه ای- (Sand and Layered Clay Minerals) (RT-۳) :
دانه ریز تا خیلی دانه ریز، ماسه های خوب جورشده، لایه بندی موازی، گاها با لامینه های سیلتی رسی نازک با رس خاکستری.
۴- ماسه لامینه ای- سیلت و رس- (Lamintaed Sand- Silt and Clay) (RT-۴) :
دانه ریز تا خیلی دانه ریز، ماسه های خوب جورشده، خیلی رسی همراه با تعداد متعددی از کانی های رسی مانند کائولینیت و قیر
۵- رس- سیلت و ماسه هیدرو / بیوتربیشن(Clay- Silt and Sand Hydro/Biotorbation) (RT-۵) :
بیوتربیشن: ماسه دانه ریز و رس – سیلتی کاملا حفر شده (Burrowed)
هیدروتربیشن: لنزهای ماسه و سیلت دانه ریز درون لامینه ای خوب جورشده
۶- ماسه های رسی (آرژیلیوس)- سیلت و رس- (Clay Sands – Silt and Clay)(RT-۶) :
سیلت و رس زغالی بین لامینه ای فراوان، سیلت و ماسه دانه ریز
۷- شیل های سیلتی- (Silty Shale) (RT-۷) :
سیلت رسی با لامینه های خاکستری تیره، گاهی با فلاسر، لایه بندی لنزی و بیوتربیشن
۸- آهک و ماسه سنگ سیمانی شده (Cemented Carbonate and Sandstone) (RT-۸) :
ماسه سنگ سیمانی شده: مخلوطی از ماسه دانه ریز و سیلت، گاها با بقایای گیاهی
آهک : که از آهکها مغزه ای بدست نیامده است.
۹- زغال سیلتی (سیلتستون زغالی)- (Silty Coal) (RT-۹) :
شیل زغالی سیاه دارای ریشه گیاهان
منابع فارسی:
۱. رضایى، محمدرضا، ۱۳۸۱، زمینشناسى نفت، انتشارات علوى، ۴۷۲ صفحه.
۲. گزارش تکمیلى چاههاى میدان،۱۳۸۲، گزارش داخلى شرکت ملى نفت ایران.
۳. کردی، معصومه، ۱۳۸۰، بررسی ویژگی های پتروفیزیکی و لیتوفاسیس زبانه های ماسه ای (بورگان) سازند کژدمی، در شمال غرب خلیج فارس از دیدگاه تجمع هیدروکربور، پایان نامه کارشناسی ارشد، دانشگاه آزاد واحد تهران شمال، ۱۳۷ صفحه.
۵. هنرمند، جواد و لطف پور، مسعود، ۱۳۸۱، بررسی محیط رسوبی و چینه شناسی توالی ها در جنوب غرب ایران، مجموعه مقالات ششمین همایش انجمن زمین شناسی ایران، دانشگاه کرمان، صفحات ۵۹۷ تا ۶۰۱ .
۶. افشار حرب، عباس، ۱۳۸۱، زمین شناسی نفت، انتشارات دانشگاه پیام نور، ۱۷۸ صفحه
۷. مطیعى، همایون، ۱۳۷۴، زمینشناسى ایران، زمینشناسى نفت زاگرس۱ و۲، ۱۰۰۹ صفحه.
References:
۸. Frost, E., and Fertl, W. H. ۱۹۸۱, Integrated core and log analysis concepts in shaly clastic reservoir. In: Hurst, A., and Nadeau, P. H., ۱۹۹۵, Clay microporosity in reservoir sanstone: An application of quantitative electron microscopy in petrophysical evaluation.
۹. Clavoud,J-B. and Lavigne.J ۲۰۰۳, Anisotropy of Resistivity in oil bearing thin – bedded formation, experiment and modeling, International symposium of the core analysts,pau France,۲۱-۲۴ Septemper,۲۰۰۳,p,۱۲۷-۱۳۲.
۱۰. Schlumberger, ۱۹۸۹, Log interpretation principles / Application, Eighth printing Feb. ۱۹۹۹.
۱۱. Evans,R, Mory. A.J and Tait, A.M ۲۰۰۶, an outcrop gamma ray study of the Tumblagooda sandstone, Western Australia, Journal of Petroleum Science and Engineering, ۲۴–۳۱.
۱۲. Mostafa H. Kamel and Mohamed M. Mohamed, ۲۰۰۶, Effective porosity determination in clean/shaly formations from acoustic logs with applications, Journal of Petroleum Science and Engineering, ۲۶۷–۲۷۴.
۱۳. Boyun Guo*, Ali Ghalambor۱, Shengkai Duan۱, ۲۰۰۴, Correlation between sandstone permeability and capillary pressure curves, Journal of Petroleum Science and Engineering, ۲۳۹–۲۴۶.
۱۴. Zhang.Jian-hua, Qi Hu, Oyang.Jian and Chun-zeng. Lin, ۱۹۹۷, A method to evaluate reservoirs and estimate saturation by dynamic responses of dual-induction logging tools, Journal of Petroleum Science and Engineering, ۲۳۳–۲۴۰.
۱۵. Bruno GRANIER, ۲۰۰۴, a new approach in rock-typing, documented by a case study of layer-cakereservoirs in field "A", offshore Abu Dhabi (U.A.E.), Journal of Petroleum Science and Engineering, ۲۰۱–۲۰۸.
۱۶. Machhour.Louai, Prinet.Catherine and Mresah.Mohamed, ۲۰۰۳, Primary Facies and Diagenetic Controls on the Evolution of Petrophysical Attributes and Rock Type Distribution:Example of West Mabruk Oil Field (Libya),AAPG International Conference, Barcelona, Spain ,September ۲۱-۲۴, ۲۰۰۳.
نظام وفا، سروش1؛ رضایی، محمدرضا.1؛ موسوی حرمی، رضا2؛ برگریزان، محمود3؛ چهرازی، علی3
- گروه زمین شناسی نفت، دانشکده زمین شناسی، پردیس علوم، دانشگاه تهران.
- گروه زمین شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه فردوسی مشهد.
- شرکت ملی نفت ایران، شرکت نفت فلات قاره
چکیده:
سازند بورگان با سن کرتاسه پایینی – میانی عمدتا از ماسه سنگ و شیل تشکیل شده که در سیستم دلتایی برجای گذاشته شده است. این سازند به سه زون مخزنی A‘B و C تقسیم شده است. این افق ها در برش الگو واقع در کشور کویت دومین مخزن نفتی بزرگ جهان را با ذخیره بیش از 72 میلیارد بشکه نفت درجا می سازد.در این مطالعه با استفاده از داده های مختلف لاگها و داده های مغزه بدست آمده از 36 حلقه چاه حجم شیل و مقاومت ویژه کل توسط روش های قطعی و احتمالی محاسبه شده اند. تمامی محاسبات، تصحیحات و ترسیم گرافیکی لاگها در روش احتمالی توسط نرم افزار تخصصی پتروفیزیک ژئولاگ (Geolog) انجام گرفته است. از آنجایی که میدان مورد مطالعه یک میدان نفتی با توان تولید بالا می باشد بررسی و شناخت دقیق خصوصیات مخزنی آن می تواند کمک بسیار زیادی در مدیریت بهره برداری چاه های تولیدی و توسعه میدان داشته باشد. لذا به منظور تفکیک دقیق زون های مخزنی و با استفاده از نتایج محاسبات انجام گرفته و همچنین داده های مغزه 7 گروه سنگی مختلف تعریف شد.
Abstract:
Burgan Formation (Lower-Middle Cretaceous) is mainly composed of sandstone and shale that have been deposited in deltaic depositional systems. It is divided into three zones, A, B, and C. This Formation on it’s Type section (Kuwait country) makes the second largest world reservoir, with up to 72 billion (bbl) in situ oil.
In this study, by using different logs and core data from 36 wells, volume of shale and true resistivity parameters have been calculated by deterministic and problistic method. All of these calculations in problistic method are done by petrophysic software, Geolog. Since the study field is a high production oil field, meanwhile Investigation and detail recognition of hydrocarbon reservoir characters can help in better management of production wells, and field development. There for, for the exact definition and reservoir horizons and with the calculation results as well as core data, deferent rocktypes have been defined.