بررسی کیفیت مخزنی توالی کربناتۀ منیفا با سن ژوراسیک پسین در یکی از میادین نفتی خلیج فارس

نوع مقاله: مقاله علمی فارسی

نویسندگان

1 شرکت مشاوران انرژی تهران-بخش علوم زمین-مطالعات زمین شناسی

2 استادیار دانشکده علوم زمین ، دانشگاه دامغان، دامغان ایران

3 پژوهشگاه صنعت نفت

چکیده

کربنات‌های منیفا یکی از مخازن مهم تولید نفت در برخی از میادین نفتی شمال‌غربی خلیج فارس محسوب می‌شوند. تلفیق اطلاعات زمین‌شناسی و پتروفیزیکی در سه چاه کلیدی یکی از میادین این ناحیه، امکان بررسی تأثیر رخساره‌ها و دیاژنز را بر کیفیت مخزنی در چارچوب چینه‌شناسی سکانسی فراهم کرد. 9 ریزرخساره در سه زیرمحیط پهنۀ جزرومدی، لاگون و بخش رو به خشکی شول شناسایی و در‌ارتباط‌با بخش‌های داخلی پلت‌فرم رمپ کربناته تفسیر شدند. فرایندهای دیاژنزی مختلفی شامل میکرایتی‌شدن، زیست‌آشفتگی، تبلور مجدد، انحلال، سیمانی‌شدن، دولومیتی‌شدن، دولومیتی‌زدایی و تراکم در سه محیط دیاژنزی دریایی، متئوریک و تدفینی بخش منیفا را تحت‌تأثیر قرار داده‌اند. بر اساس شناسایی سطح بیشترین غرقابی و مرزهای سکانسی، یک سکانس ردۀ سوم شناسایی و تفسیر شد. مرزهای سکانسی بر سطوح ناپیوستگی محلی و ناحیه‌ای منطبقند. بررسی کیفیت مخزنی رخساره‌های مخزنی نشان می‌دهد فرایندهای دیاژنزی تأثیر درخور توجهی بر ویژگی‌های مخزنی و سیستم منافذ داشته‌اند. پس‌از نهشته‌شدن، کربنات‌های کم‌عمق منیفا به‌شکل گسترده تحت‌تأثیر دیاژنز متئوریک قرار گرفته‌اند. تحت‌تأثیر ناپیوستگی واقع در رأس این توالی، فرایندهای مرتبط با دیاژنز متئوریک به‌شدت ویژگی‌های مخزنی را تحت‌تأثیر قرار داده‌اند. انحلال گسترده سبب ایجاد تخلخل‌های به‌هم‌مرتبط شده است؛ بر اساس این، تخلخل‌های حفره‌ای و بین‌دانه‌ای انحلالی فراوان‌ترین منافذ مشاهده شده‌اند. با‌توجه‌به اهمیت مخزنی کربنات‌های منیفا در بخش شمال‌غربی خلیج فارس، نتایج مطالعۀ حاضر به‌منظور شناخت بهتر ویژگی‌های مخزنی استفاده می‌شود.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Reservoir quality evaluation of the Late Jurassic Manifa carbonate sequence in one of oilfield in the Persian Gulf

نویسندگان [English]

  • Ali Asaadi 1
  • Mehdi Sarfi 2
  • ali imandoust 3
1 Tehran Energy Consultants. Geology division, geological study
2 School of Earth Sciences, Damghan University, Damghan, Iran
3 Research Institute of Petroleum Industry
چکیده [English]

Abstract
The late Tithonian Manifa carbonate is one of the important oil producing intervals in some oil fields of the Northwestern Persian Gulf. The combination of geological and petrophysical data in three key wells in one of oilfield, enabled us to clarify the effects of depositional facies and diagenesis on reservoir quality in a sequence stratigraphic framework. Nine microfacies were recognized that deposited in three facies belts: tidal flat, lagoon and leeward shoal in a homoclinal carbonate ramp. The carbonate interval of the Manifa has been subjected to a variety of diagenetic processes, including micritization, bioturbation, recrystallization, dissolution, cementation, dolomitization, dedolomitization and compaction in three realm of marine, meteoric and burial diagenesis. From the identification of sequence boundaries and maximum flooding surfaces, one third-order sequence was recognized and interpreted. The sequence boundaries are important local and regional disconformity surfaces. Investigation of reservoir quality of different facies demonstrates that diagenetic features have considerable effects on the reservoir characteristics and regulated pore system characteristics. After deposition of the shallow marine Manifa carbonate was drastically subjected to the fresh-water diagenesis in the meteoric realm. The main important meteoric diagenesis alterations including karstification, dissolution, cementation and recrystallization are mainly concentrated below disconformity surfaces of the Manifa carbonate. The poroperm properties are very good related to dissolution phenomena creating interconnected pore space. Vuggy and solution enlarged interparticle porosities are the two dominant interconnected pore types within the reservoir. Considering the reservoir significance of the Manifa carbonate in the northwest Persian Gulf, the conclusion drawn from this investigation can be utilized for a better reservoir characterization.
Keywords: Manifa, Persian Gulf, Facies, Diagenesis, Sequence Stratigraphy, Reservoir Quality
 



Introduction
Reservoir quality of carbonate reservoirs is controlled by many interrelated factors such as depositional facies, diagenetic processes and tectonic setting (Lucia 2007; Ahr 2008; Moore & Wade 2013). In fact, by controlling the pore system properties, these parameters affect the fluid flow and saturation within the reservoirs (Ahr 2008). Although, the original sedimentary properties substantially control the reservoir quality, but diagenesis may exert considerable influence on pore characteristics (Lucia 2007; Ahr 2008; Moore & Wade 2013). The reservoir quality may be enhanced or deteriorated depending on the type of dominant diagenetic processes (Ahr 2008). The Late Tithonian sequences of the Manifa carbonate is notable carbonate reservoir in some part of the Arabian Platform. Despite of this importance, a little is known about various geological and petrophysical characteristics in Iranian northwestern part of the Persian Gulf. This study is the first report of sedimentological and reservoir geological aspects of this carbonate sequences in subsurface sections of the northwestern Persian Gulf. In this study, by using a complete dataset of drilled cores, thin sections, petrophysical well log and porosity-permeability data, interpretation of reservoir quality evaluation has been carried out on the Manifa carbonate. The aims of this study are to investigate the facies characteristics, depositional environments, diagenetic alterations and evaluate pore system and reservoir properties in relation to the disconformity surface of the Manifa Formation in the northwestern part of the Persian Gulf
 
Material & Methods
A continuous, 52-m-thick core through the Manifa Formation was logged in one of oilfield in the northwestern Persian Gulf. To differentiate the calcite from dolomite, all thin sections were stained with Alizarin Red-S (Dickson 1966). Also, in order to determine pores types and their properties, epoxy resin was injected to the samples (130 thin section), and all samples were scanned by a high-resolution (Up to 10000 DPI) scanner (CREO-IQSMART3) at the Petroleum Industry of Research Institute. Petrographic studies were carried out to identify different types of depositional facies, and based on the allochems type and their frequency, different sub-environments were distinguished. Also, the important diagenetic processes affecting the pores system were identified. Based on the combination of the results of facies/diagenesis studies the framework of sequence stratigraphy was introduced and one third-order sequences interpreted. Due to the interpreted distribution of depositional and diagenetic characteristics, petrophysical well logs were used for their correlation between the three studied wells in the studied field.
 
Discussion of Results & Conclusion
The core description and petrographic studies resulted in the identification of nine microfacies. These microfacies were attributed to three facies belts including tidal flat, lagoon, and leeward shoal. The carbonate ramp model proposed for the Manifa Formation is comparable with the model and facies distribution presented for this interval in the neighboring area. The Manifa carbonate has been subjected to a variety of diagenetic processes including micritization, bioturbation, recrystallization, compaction, cementation, dissolution, dolomitization, dedolomitization and fracturing. Dissolution, cementation, dolomitization, compaction, along with fracturing have had the greatest impact on the pore system and reservoir properties of the Manifa carbonate. In order to establish a sequence stratigraphic framework and specify the sequence boundaries and maximum flooding surfaces for the studied formation, the results from depositional and diagenetic studies were integrated. Hence, sequence stratigraphic analysis of the studied interval has resulted in the recognition of one third-order depositional sequences with aggradational-progradational stacking pattern. At the Late Tithonian, a eustatic sea-level fall caused platform emersion and subaerial exposure at top of the Manifa carbonate. This sequences are bounded with two local and regional disconformities. From reservoir quality point of view, intense meteoric dissolution of grain-to mud-dominated facies exert a main improving effect and development of intervals with high porosity and permeability. Core poroperm data interpretation clearly demonstrate that most grain- and mud-dominated facies related to different sub-environments have a good reservoir quality due to the high impact of dissolution related to meteoric diagenesis. With respect to the effect of diagenesis on the reservoir properties, the defined diagenetic facies display a distinct trend on poroperm distribution. Porosity-permeability distribution indicating the high heterogeneity is strongly related to the effects of both depositional and diagenetic characteristics. Vuggy and solution interparticle pore spaces are two dominant pore types and show high pore connectivity.
Thus, an integrated sedimentological and petrophysical reservoir evaluation of the Manifa carbonate in one of oilfield in the northwestern Persian Gulf indicate that diagenetic alterations had main role in pore system characteristics and reservoir evolution.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Manifa
  • Persian Gulf
  • facies
  • Diagenesis
  • Sequence stratigraphy
  • Reservoir quality

مقدمه

یکی از مهم‌ترین اهداف مدنظر در مطالعه‌های جامع زمین‌‌شناسی مخزن، شناسایی شاخص‌های کنترل‌کنندۀ کیفیت مخزنی و تعیین واحدهای جریانی است (Lucia 2007; Ahr 2008). کیفیت مخزنی را سه شاخص مرتبط به هم شامل رخساره‌های رسوبی، فرایندهای دیاژنزی و تحولات تکتونیکی تشکیل می‌دهند (Moore and Wade 2013). سیستم منافذ در مخازن کربناته برخلاف ماسه‌سنگ‌ها به‌علت ناهمگنی‌های رخساره‌ای و دیاژنزی ازنظر نوع و هندسۀ منافذ متنوع و پیچیده است (Hollis et al. 2010; Skalinski and Kenter 2015). در این مخازن، ارتباط تخلخل- تراوایی به‌طور غیرخطی است و تعیین واحدهای جریانی و انطباق زون‌های مخزنی به‌علت این ناهمگنی‌ها پیچیده و دشوار است. اگرچه بافت و رخساره‌های رسوبی به‌طور اولیه سیستم منافذ و ویژگی‌های مخزنی را کنترل می‌کنند، فرایندهای دیاژنزی به‌علت حساسیت زیاد کربنات‌ها تأثیر درخورتوجهی را بر ویژگی‌های مخزنی اِعمال می‌کنند (Moore and Wade 2013).

چینه‌نگاری سکانسی بر الگوی برانبارش رسوبات در فضا و چارچوب زمان که در اثر برهم‌کنش[1] شاخص‌های فضای رسوب‌گذاری[2] و تأمین رسوب[3] شکل می‌گیرد، متمرکز است (Catuneanu et al. 2006, 2012). به‌منظور شناسایی سطوح کلیدی سکانسی از تلفیق نتایج مطالعه‌های دقیق رخساره‌ای و دیاژنزی استفاده می‌شود (Tucker 1993; Taghavi et al. 2006)؛ به عبارتی، الگوی توزیع رخساره‌ها و روند فرایندهای دیاژنزی مرتبط با رخساره از طریق اِعمال این چارچوب بررسی می‌شود (Mazzullo 1994). مطالعۀ مخزن در چارچوب چینه‌نگاری سکانسی به شناسایی، توصیف و بررسی توزیع زون‌های مخزنی منجر می‌شود (Catuneanu 2006; Taghavi et al. 2006). در مخازن کربناته، شناسایی سطوح ناپیوستگی یکی از مراحل مهم تفسیر و انطباق ویژگی‌های مخزنی است؛ حدود 20 تا 30 درصد مخازن کربناته زیر سطوح ناپیوستگی‌ها قرار دارند (Mazzullo and Chilingarian 1996). انحلال‌های مرتبط با دیاژنز متئوریک تأثیر عمده‌ای در افزایش تخلخل- تراوایی زیر سطوح ناپیوستگی دارند (Razin et al. 2010; van Buchem et al. 2011). یکی از شاخص‌های مهم در تأثیر ناپیوستگی بر ویژگی‌های مخزنی توالی‌های زیر این سطوح کلیدی، دورۀ رخنمون است؛ ناپیوستگی‌های با رخنمون کوتاه‌مدت عموماً کیفیت مخزنی را به‌علت ایجاد تخلخل و تشکیل کارست‌ها افزایش می‌دهند (Rahimpour-Bonab et al. 2013).

کربنات‌های منیفا با سن ژوراسیک بالایی و رخساره‌های عمدتاً استروماتولیتی در روند شرقی- غربی از شرق عربستان تا بخش شمال‌غربی خلیج فارس توسعه دارند (Sharland et al. 2001, Hughes & Nassir 2008). این توالی کربناته بر اساس جایگاه چینه‌شناسی دارای سن تیتونین پسین است. باوجود اهمیت این مخزن کربناته ازنظر تولید نفت در بخش شمال‌غربی خلیج فارس، تاکنون مطالعه‌ای در بخش ایرانی خلیج فارس دربارۀ ویژگی‌های رخساره‌ای- دیاژنزی و کیفیت مخزنی این کربنات‌ها انجام نشده است. باتوجه‌به مطالعه‌های گذشته (Sharland et al. 2001; Hughes & Nassir 2008)، بررسی کیفیت مخزنی بخش منیفا بر اساس تلفیق نتایج مطالعه‌های رخساره‌ای، دیاژنزی و سیستم منافذ در چارچوب چینه‌شناسی سکانسی در یکی از مهم‌ترین مخازن نفتی شمال‌غربی خلیج فارس هدف مطالعۀ حاضر است.

 

زمین‌شناسی منطقه و چینه‌شناسی

خاورمیانه حدود 65 درصد نفت و 35 درصد گاز درجای دنیا را در خود جای داده است (Sharland et al. 2001)  و بخش شمال‌شرقی صفحۀ عربی حجم عظیمی از هیدروکربن را در حوضه‌هایی ازجمله خلیج فارس، زاگرس ایران و بین‌النهرین عراق شامل می‌شود. خلیج فارس یکی از مهم‌ترین حوضه‌های هیدروکربنی دنیاست (Konyuhov and Maleki 2006; Farzadi 2006) که با خطواره‌های عمده به فروافتادگی[4] و بلندی‌هایی[5] تقسیم شده است. خلیج فارس بخش شمال‌شرقی صفحۀ عربی است و ازنظر ساختاری، بخش پیش‌بوم[6] کمربند زاگرس چین‌خورده- گسل‌خورده در نظر گرفته می‌شود (Perotti et al. 2011, 2016). این حوضۀ گوه‌ای‌شکل با توالی ضخیم رسوبات از پروتروزوئیک پسین تا هولوسن مشخص می‌شود (Edgell 1996; Alsharhan and Nairn 1997; Sharland et al. 2001; Ziegler 2001). بلندای ساختاری قطر- فارس با روند شمال‌شرق- جنوب‌غرب از زمان پرکامبرین، خلیج فارس را به بخش شمال‌غربی و جنوب‌شرقی تقسیم می‌کند (Alsharhan and Nairn 1997). در بخش غربی (نواحی واقع در غرب بلندای قطر- فارس)، گسل‌های عمیق پی‌سنگی عامل مهم شکل‌گیری ساختمان‌ها و هندسۀ پلت‌فرم‌های کربناته محسوب می‌شوند. در این نواحی، دو بلندای ساختاری مهم هندیجان- بهرگانسر[7] و خارک- میش[8] سبب شکل‌گیری بلندی‌ها و فروافتادگی‌هایی شده‌اند. ضخامت سازندها، نوع رخساره‌ها و ویژگی‌های مخزنی واقع روی هرکدام از این بلندی‌ها و فروافتادگی‌ها متفاوتند. میدان مطالعه‌شده در بخش شمال‌غربی خلیج فارس قرار دارد و سازند فهلیان و کربنات‌های استروماتولیتی منیفا، افق‌های مهم تولید نفت هستند (شکل 1، a). ساختمان این میدان، تاقیس کشیده‌ای با شیب به‌سمت شمال- شمال‌غرب است و گسل‌های پی‌سنگی قدیمی و کوه‌زایی زاگرس در شکل‌گیری آن نقش داشته‌اند (Chehrazi et al. 2011).

عموماً توالی ژوراسیک بالایی در بخش داخلی صفحۀ عربی و خلیج فارس با غالب‌بودن تبخیری‌ها و توسعۀ رخساره‌های هایپرسالین عرب و هیث (گوتنیا) مشخص می‌شود؛ این توزیع رخساره‌ای نشان‌دهندۀ آب‌و‌هوای گرم و خشک و عرض‌های جغرافیایی 10 تا 15 درجه است (Sharland et al. 2001; Ziegler 2001). در بیشتر بخش‌های صفحۀ عربی طی ژوراسیک بالایی، سازند هیث[9] و معادل آن گوتنیا[10]، جوان‌ترین واحد‌های سنگ‌چینه‌ای ژوراسیک هستند (Sharland et al. 2001, Hughes & Nassir 2008)؛ به عبارتی، مرز دو سکانس بزرگ‌مقیاس AP8 و AP7 بر ناپیوستگی رأس سازند هیث منطبق است و زمان تیتونین پسین با عنوان نبود رسوب‌گذاری و خروج از آب در بیشتر نواحی صفحۀ عربی در نظر گرفته می‌شود (Sharland et al. 2001) و به عبارتی پس‌از خروج از آب طی تیتونین، آغاز رسوب‌گذاری کربنات‌های کرتاسه (آشکوب بریازین) بر نهشت کربنات‌های سازند فهلیان و معادل‌های آن در صفحۀ عربی منطبق است؛ با‌وجود‌این، در برخی از نواحی ازجمله محدودۀ شرق عربستان تا بخش‌هایی از شمال‌غربی خلیج فارس، آغاز رسوب‌گذاری کربنات‌ها زودتر از کرتاسۀ آغازین و طی تیتونین پسین بوده است (Sharland et al. 2001)؛ به عبارتی در این نواحی، مدت زمان خروج از آب تیتونین کمتر بوده است. بر اساس مطالعه‌های ناحیه‌ای (Sharland et al. 2001)، بخش منیفا ازنظر زمانی می‌تواند معادل با بخشی از سازندهای اسب[11]، نایفا[12]، چیاگارا[13]، ماکول[14] و سولایی[15] در نظر گرفته شود که از این سازندهای کربناته و آهک آرژیلیتی با عنوان جوان‌ترین توالی‌های ژوراسیک صفحۀ عربی یاد می‌شود. کربنات‌های یادشده تغییر شرایط محیطی از شرایط رسوب‌گذاری هایپرسالین (تبخیری هیث و گوتنیا) به کربنات‌های با شوری طبیعی (کربنات‌های منیفا) را نشان‌ می‌دهند. در میدان مطالعه‌شده، کربنات‌های منیفا حدود 50 تا 60 متر ضخامت دارند و در مرز زیرین و بالایی به‌ترتیب با سازندهای هیث و فهلیان محدود می‌شوند (شکل 1، b)؛ هر دو مرز زیرین و بالایی به‌شکل ناپیوسته‌اند. مرز زیرین منیفا با سازند هیث بر ناپیوستگی ناحیه‌ای تیتونین منطبق و تفکیک‌کنندۀ دو سکانس بزرگ‌مقیاس AP8 و AP7 است. باتوجه‌به وجودنداشتن اطلاعات مستقیم و تنها بر اساس مطالعه‌های ناحیه‌ای گذشته، این سطح ناپیوسته در نظر گرفته می‌شود (Sharland et al. 2001; Ziegler 2001). در میدان مطالعه‌شده، در مرز بالایی با کربنات فهلیان که مغزه‌ها نیز در دسترسند، شواهدی از کارستی‌شدن و برشی‌شدن گسترده مشاهده می‌شوند.


 


 

شکل 1- a. موقعیت میدان مطالعه ‌شده در بخش شمال‌غربی خلیج فارس (برگرفته با تغییرات ازAl-Husseini 2007b. مرز بالایی و پایینی کربنات‌های منیفا به‌ترتیب به ناپیوستگی‌های با ماهیت محلی و ناحیه‌ای محدود می‌شود.

 


داده‌ها و روش مطالعه

به‌منظور بررسی ویژگی‌های مخزنی کربنات‌های منیفا در یکی از میادین شمال‌غربی خلیج فارس، تلفیق نتایج توصیف 50 متر مغزه، پتروگرافی 130 مقطع نازک میکروسکوپی، 250 پلاگ تخلخل- تراوایی مغزه و نمودارهای پتروفیزیکی مرسوم در سه چاه کلیدی (A، B C) استفاده شدند. به‌منظور تعیین کانی‌شناسی (تفکیک کلسیت از دولومیت)، تمام نمونه‌ها با محلول آلیزارین قرمز[16] به روش دیکسون (Dickson 1966) رنگ‌آمیزی شدند. تمام مقاطع نازک برای درک بهتر ویژگی‌های رخساره‌ای و دیاژنزی اسکن شدند و و دستگاه اسکنر[17] در پژوهشگاه صنعت نفت برای اسکن مقاطع نازک میکروسکوپی استفاده شد؛ این دستگاه، اسکنر قدرتمندی است که برای تهیۀ تصاویر با قدرت تفکیک زیاد (تا 10000 DPI) استفاده می‌شود. به‌منظور ارزیابی بهتر سیستم منافذ و تفکیک تخلخل و انواع آن، چسب اپوکسی آبی‌رنگ[18] به حدود 60 مقطع نازک تزریق شد. با‌توجه‌به فراهم‌بودن 25 نمونه نمودار فشار موئینه[19]، از آنها برای بررسی سیستم و هندسۀ گلوگاه‌های تخلخل استفاده شد. در شناسایی ریزرخساره‌ها و محیط رسوبی از تلفیق مطالعه‌های پتروگرافی مقاطع نازک و توصیف مغزه‌ها استفاده شد. در پتروگرافی مقاطع نازک میکروسکوپی، کانی‌شناسی، بافت، اندازۀ دانه‌ها، جورشدگی، اجزای تشکیل‌دهنده (اسکلتی و غیراسکلتی) و محتوای فسیلی در هر نمونه به‌طور کمّی شناسایی و توصیف شد. به‌منظور توصیف رخساره‌ها از روش دانهام (Dunham 1962) با تغییراتی برای شناسایی بافت رسوبی استفاده شد؛ درنهایت، مدل‌های استاندارد رخساره‌ای برای تجزیه‌وتحلیل رخساره‌ها و نام‌گذاری استفاده شدند (Wilson 1975; Flugel 2010). به‌منظور بازسازی سکانس دیاژنزی و شناسایی زیرمحیط‌های مختلف دیاژنزی، از توصیف مغزه‌ها و پتروگرافی مقاطع نازک استفاده شد. سیستم منافذ که شاخص مهمی در شناسایی زون‌های مخزنی و تولید هیدروکربن است، شناسایی و بر اساس تقسیم‌بندی پتروفیزیکی لوسیا (Lucia 2007) گروه‌بندی شد. باتوجه‌به ماهیت داده‌های دردسترس و به‌منظور سهولت بیشتر، چارچوب چینه‌نگاری سکانسی واگنر و وایل (van Wagoner et al. 1990; Vail 1991) در مطالعۀ حاضر استفاده شد. در این روش، یک سکانس با دو سطح سکانسی[20] و حداکثر غرقابی[21] مشخص و با دو سیستم تراکت پیش‌رونده[22] و تراز بالا[23] شناسایی می‌شود. از تلفیق مطالعه‌های رخساره‌ای و دیاژنزی برای تعیین سطوح حداکثر غرقابی و مرزهای سکانسی استفاده شد و در مرحلۀ بعد بر اساس پلات‌های تخلخل- تراوایی مغزه و نیز گروه‌های مختلف رخساره‌ای- دیاژنزی، عوامل کنترل‌کنندۀ کیفیت مخزنی کربنات‌های منیفا مشخص شدند. نمودارهای تزریق جیوه و توزیع گلوگاه‌های تخلخل برای درک بهتر ویژگی‌های مخزنی استفاده شدند؛ درنهایت، انطباق زون‌های مخزنی از طریق نمودارهای پتروفیزیکی انجام شد.

 

رخساره‌ها و محیط رسوبی

تلفیق نتایج مطالعه‌های پتروگرافی مقاطع نازک و توصیف مغزه‌ها برای شناسایی رخساره‌ها و تفسیر محیط رسوبی استفاده شد و رخساره‌های رسوبی بر اساس بافت رسوبی، اجزای اسکلتی و غیراسکلتی غالب، ساخت رسوبی، سنگ‌شناسی و رخساره‌های همراه تفکیک شدند. بر اساس نتایج مطالعۀ حاضر و مقایسه با مدل‌های استاندارد (Wilson 1975; Flugel 2010)، 9 ریزرخساره در‌ارتباط‌با سه زیرمحیط پهنۀ جزرومدی[24]، لاگون[25] و شول رو به خشکی[26] در کربنات‌های استروماتولیتی منیفا شناسایی شدند. رخساره‌های یادشده به‌منظور درک بهتر ویژگی‌های اصلی هرکدام از آنها به‌طور خلاصه در جدول 1 معرفی شده‌اند. تصاویر مقاطع نازک و اسکن آنها همراه با برخی برش‌های مغزه از ریزرخساره‌های مختلف در شکل 2 نشان داده‌‌اند.

6 ریزرخساره در‌ارتباط‌با زیرمحیط پهنۀ جزرومدی شناسایی شد. انحلال گسترده و تخلخل‌های حفره‌ای و شبکه‌ای، لامینه‌های جلبکی، توسعۀ استروماتولیت و ترومبولیت و فابریک‌های چشم‌پرنده‌ای نشان می‌دهد این ریزرخساره‌ها در پهنۀ جزرومدی نهشته شده‌اند. توسعۀ سدهای ساحلی[27] زیر محیط پهنۀ جزومدی از طریق فراوانی اووئیدها، آنکوئیدها و پلوئیدها در رخساره‌های دانه‌غالب گرینستونی شناسایی می‌شود (Flügel 2010) و تنوع کم مجموعه‌های فسیلی که عمدتاً به استراکودها و فیلامنت‌های جلبکی محدود می‌شود، نشان می‌دهد شوری و تنش محیط زیاد بوده است. استروماتولیت‌ها همراه با اجزای غیراسکلتی ازجمله اووئیدها، پلوئیدها و انکوئیدها، فراوان‌ترین اجزای سازندۀ ریزرخساره‌های مرتبط با زیرمحیط پهنۀ جزرومدی‌اند.

ریزرخساره‌های مرتبط با زیرمحیط لاگون با فراوانی فرامینیفرهای بنتیک، استراکود، جلبک سبز و گاستروپودها در بافت عموماً پکستونی مشخص می‌شوند.

زیرمحیط شول بر اساس اجزای اسکلتی و غیراسکلتی غالب به سه بخش شول رو به ساحل یا پشت شول[28]، شول مرکزی یا شول اووئیدی[29] و شول رو به دریا یا جلو شول[30] تقسیم می‌شود (Wilson 1975; Flügel 2010). زیرمحیط شول رو به خشکی با فراوانی فرامینیفرهای بنتیک، جلبک‌ها، اووئیدها، پلوئیدها و گاستروپودها در بافت رودستونی- گرینستونی مشخص می‌شود. عموماً رخساره‌های مرتبط با بخش رو به خشکی شول با اجزای فسیلی متعلق به محیط کم‌عمق و در مجاورت زیرمحیط لاگون مشخص می‌شوند. رخساره‌های با اووئید فراوان، جورشدگی زیادی دارند و در مقابل، رخساره‌های جلبکی جورشدگی ضعیف‌تری نشان می‌دهند. درمجموع، ریزرخساره‌های مرتبط با زیرمحیط‌های لاگون و شول رو به خشکی، فراوانی اندکی در مقایسه با رخساره‌های پهنۀ جزرومدی دارند.

طی ژوراسیک بالایی- کرتاسۀ زیرین، پلت‌فرم‌های با هندسۀ رمپ عموماً به‌علت بالابودن سطح آب دریا و پایداری تکتونیکی توسعه یافته‌اند (Murris 1980). بر اساس تغییرات رخساره‌ای ملایم، وجودنداشتن اجزای ریف‌ساز و نبود رخساره‌های واریزه‌ای می‌توان نتیجه گرفت کربنات‌های منیفا در بخش‌های داخلی پلت‌فرم[31] رمپ کربناته نهشته شده‌اند (شکل 3). تغییرات رخساره‌ای در بخش منیفا ناچیز است و عموماً با زون نسبتاً یکنواختی ازنظر تغییرات رخساره‌ای و توسعۀ عمدۀ ریز‌رخساره‌های مرتبط با پهنۀ جزرومدی مشخص می‌شود.

 

دیاژنز و سکانس دیاژنزی

در مطالعۀ حاضر، نتایج مطالعه‌های پتروگرافی و توصیف مغزه‌ها برای شناسایی فرایندها و بازسازی سکانس دیاژنزی استفاده شدند. فرایندهای میکرایتی‌شدن، زیست‌آشفتگی، تبلور مجدد، تراکم فیزیکی و شیمیایی، انحلال، سیمانی‌شدن، دولومیتی‌شدن، دولومیت‌زدایی، سیلیسی‌شدن و شکستگی، کربنات‌های منیفا را پس‌از نهشته‌شدن در سه محیط دریایی، متئوریک و تدفینی تحت‌تأثیر قرار داده‌اند. گفتنی است تفسیر دیاژنزی مخزن منیفا در میدان مطالعه‌شده تنها بر اساس شواهد پتروگرافی و توصیف مغزه‌ها انجام شد و ایزوتوپ‌های پایدار کربن و اکسیژن و نتایج تحلیل عنصری نمونه‌ها برای تفسیر دقیق‌تر دیاژنز و رخداد آنها در دسترس نبودند. در شکل 4، تصاویر مقاطع نازک، اسکن آنها و مغزه از هرکدام از فرایندهای دیاژنزی نشان داده شده است. به‌منظور توصیف بهتر دیاژنز و بازسازی سکانس دیاژنزی، رخداد آنها و شواهد مرتبط با آنها به‌‌طور خلاصه معرفی می‌شود:

دیاژنز دریایی: فرایندهای میکرایتی‌شدن اجزای اسکلتی و غیراسکلتی، زیست‌آشفتگی و توسعۀ سیمان‌های دریایی با فابریک هم‌ضخامت طی دیاژنز دریایی رخ داده‌اند. سیمان هم‌ضخامت در رخساره‌های گرینستونی توسعه داشته و با ایجاد چارچوب مقاوم از کاهش تخلخل با افزایش عمق ممانعت کرده است.

دیاژنز متئوریک: محصولات مرتبط با دیاژنز متئوریک بیشترین تأثیر را در کربنات‌های استروماتولیتی منیفا داشته‌اند. پایداری کانی‌شناسی، نوشکلی و تبلور مجدد، انحلال و رخداد سیمان‌های با اشکال هم‌بعد، آویزه‌ای و دروزی از شواهد مرتبط با دیاژنز متئوریک به شمار می‌آیند. عموماً شدت تأثیر فرایندهای مرتبط با دیاژنز متئوریک از رأس بخش منیفا به‌سمت قاعده کاهش می‌یابد. در حالت کلی، انحلال مرتبط با این مرحله از دیاژنز و تبلور مجدد بیشترین اهمیت و تأثیر را در ویژگی‌های مخزنی داشته است.

دیاژنز تدفینی: پس‌از نهشته‌شدن و تحمل دیاژنز متئوریک، کربنات‌های استروماتولیتی منیفا تحت‌تأثیر دیاژنز تدفینی کم‌عمق و عمیق قرار گرفته‌اند. فرایندهای مرتبط با این محیط دیاژنزی عبارتند از: تراکم فیزیکی و شیمیایی، برخی از اشکال سیمان به‌ویژه انواع دروزی و بلوکی با رخ مشخص، دولومیت‌های زین‌اسبی و گاهی ددولومیتی‌شدن. در مطالعه‌های پتروگرافی، بلورهای دولومیت با هستۀ دارای ادخال و حاشیۀ شفاف شناسایی می‌شوند که نشان‌دهندۀ تشکیل و تبلور مجدد آنها طی تدفین است. بلورهای پراکندۀ کوارتز به‌شکل بلورهای شش‌وجهی طی دیاژنز تدفینی شکل گرفته‌اند. رگچه‌های انحلالی و استیلولیت‌ها از دیگر شواهد مرتبط با دیاژنز تدفینی‌اند که توسعۀ درخور توجهی ندارند. شکستگی‌ها در تدفین عمیق شکل گرفته‌اند و گاهی با سیمان‌های کلسیتی، دولومیتی و انیدریتی مسدود شده‌اند.


 

جدول 1- معرفی، توصیف و تعیین رخساره‌ها و و زیر‌محیط‌های رسوبی در بخش کربناتۀ منیفا؛ نشانه‌های اختصاری: ف: فراوان، ر: رایج، ن: نادر

شمارۀ رخساره

نام رخساره

ساخت رسوبی

اندازه

اجزا

محیط رسوبی

اسکلتی

غیراسکلتی

MF-1

وکستون- پکستون استراکود‌دار

فابریک چشم‌پرنده‌ای-لامینه‌های جلبکی

کلسی‌لوتایت

استراکود (ف)

پلوئید (ر)

پهنۀ جزرومدی

MF-2

باندستون استروماتولیتی

فابریک چشم‌پرنده‌ای- لامینه‌های جلبکی

کلسی‌لوتایت

رشته‌های جلبکی (ف)، استراکود (ف)،

اُاُئید (ن)، پلوئید

پهنۀ جزرومدی

MF-3

باندستون ترومبولیتی-استروماتولیتی

زیست‌آشفتگی- فابریک چشم‌پرنده‌ای

کلسی‌رودایت

رشته‌های جلبکی (ف)، استراکود (ر)

آنکوئید (ر)، پلوئید (ر)

پهنۀ جزرومدی

MF-4

باندستون استروماتولیتی-اووئیدی

فابریک چشم‌پرنده‌ای- لامینه‌های جلبکی

کالک‌آرنایت

رشته‌های جلبکی (ر)، استراکود (ر)

اُاُئید (ف)، پلوئید (ر)

سدهای ساحلی

MF-5

گرینستون اووئیدی-آنکوئیدی

-

کالک‌آرنایت

رشته‌های جلبکی (ر)

اووئید (ف)، پلوئید (ر)

سدهای ساحلی

MF-6

گرینستون اووئیدی- پلوئیدی

-

کالک‌آرنایت

استراکود (ف)، جلبک (ر)

پلوئید (ف)، اُاُئید (ف)،

سدهای ساحلی

MF-7

پکستون فرامینیفردار

زیست‌آشفتگی

کالک‌آرنایت

جلبک سبز (ف)، فرامینیفرهای بنتیک (ر)

پلوئید (ر)

لاگون

MF-8

رودیستون جلبکی

زیست‌آشفتگی-حفاری در رسوبات

کلسی‌رودایت

فرامینیفرهای بنتیک (ف)، جلبک سبز (ر)

پلوئید (ف)، اینتراکلست (ن)

شول رو به خشکی

MF-9

گرینستون بایوکلاستی

-

کالک‌آرنایت

فرامینیفرهای بنتیک (ف)، گاستروپود (ر)، دوکفه‌ای (ن)

اُاُئید (ف)، پلوئید (ف)

شول رو به خشکی

 

شکل 2- تصاویر مقاطع نازک میکروسکوپی (a1-b1-c1-d1-e1-f1-g1-h1-i1) از ریزرخساره‌های شناسایی‌شده در کربنات‌های منیفا و اسکن آنها (a2-b2-c2-d2-e2-f2-g2-h2-i2). با‌توجه به فراوانی و توسعۀ ریزرخساره‌های ترومبولیتی و استروماتولیتی در‌ارتباط ‌با زیرمحیط جزرومدی، تصاویری از برش‌های مغزۀ این رخساره‌ها نشان داده شده‌‌اند؛ برای تفسیر بیشتر به جدول 1 مراجعه شود.

 

 

 

 

شکل 3- مدل شماتیکی از محیط رسوبی بخش منیفا در میدان مطالعه‌شده. براساس توزیع رخساره‌ها، اجزای اسکلتی و غیراسکلتی، بافت، ساخت رسوبی و سایر ویژگی‌های رسوبی، کربنات‌های منیفا در بخش‌های داخلی رمپ کربناته نهشته شده‌اند.

 

 

با‌توجه‌به تأثیر عمدۀ کارستی‌شدن رخساره‌های مرتبط با زیرمحیط پهنۀ جزرومدی، مرز دو توالی کربناتۀ منیفا و فهلیان ناپیوسته است. فرایندهای مرتبط با دیاژنز متئوریک ناشی از ناپیوستگی رأس منیفا روی تصاویر مغزه عموماً با شواهدی ازجمله کارستی‌شدن و توسعۀ ‌تخلخل‌های حفره‌ای و قالبی مشخص می‌شوند (شکل 4، s، t و u). در شکل 5، سکانس دیاژنزی و رخداد فرایندها در سه محیط دریایی، متئوریک و تدفینی همراه با تأثیر آنها بر تخلخل دیده می‌شود. این فرایندها ازنظر تأثیر فرایندهای دیاژنزی بر ویژگی‌های مخزنی توالی کربناتۀ منیفا به سه گروه با تأثیر مثبت، منفی و بدون تأثیر درخور توجه تقسیم می‌شوند. فرایندهای بهبود‌دهندۀ کیفیت مخزنی شامل انحلال و تبلور مجدد است. انحلال عامل اصلی افزایش کیفیت مخزنی و ایجاد زون‌های متخلخل در بخش منیفاست. تخلخل‌های حفره‌ای، قالبی و بین‌دانه‌ای انحلالی از مهم‌ترین انواع تخلخل توسعه‌یافته طی دیاژنز متئوریک به شمار می‌آیند. اگرچه در بسیاری از مخازن کربناته، شکستگی‌ها عامل مهمی برای بهبود کیفیت مخزنی‌اند، بیشتر نمونه‌ها در بخش منیفا با سیمانی‌های کلسیتی، دولومیتی و انیدریتی پر شده‌اند. سیمانی‌شدن و تراکم مهم‌ترین فرایندهای کاهش‌دهندۀ کیفیت مخزنی در توالی مطالعه‌شده‌اند. تأثیر فرایند تراکم به‌طور درخور توجهی به نوع رخساره وابسته است. تراکم فیزیکی به‌شکل فشرده‌شدن دانه‌ها بیشتر در رخساره‌های گرینستونی مشاهده می‌شود؛ در مقابل، انحلال فشاری و استیلولیت‌ها عموماً بسیار پراکنده‌اند و به برخی از مادستونی- وکستونی و استروماتولیتی محدود می‌شوند.

دولومیتی‌شدن در توالی کربناتۀ منیفا توسعۀ درخور توجهی ندارد و عموماً به‌شکل بلورهای پراکندۀ دولومیت با منشأ تدفینی و بلورهای دولومیت زین‌اسبی تخلخل‌های حفره‌ای و شکستگی‌ها را پر کرده است؛ به عبارتی، این فرایند تأثیر منفی بر مقادیر تخلخل- تراوایی مخزن اِعمال کرده است. فرایندهای میکرایتی‌شدن، زیست‌آشفتگی و تشکیل بلورهای پراکندۀ کوارتز، فرایندهای بدون تأثیر درخور توجه بر ویژگی‌های مخزنی‌اند.


 

 

شکل 4- تصاویر مقاطع نازک میکروسکوپی (a، b، c، d، e، f، g، h، i، j، k، l، m، n)، اسکن آنها (o، p، q، r) و مغزه (s، t، u) از انواع فرایندهای (a). میکرایتی‌شدن، (b-p). زیست‌آشفتگی، (c): تراکم فیزیکی، (d). استیلولیتی‌شدن، (e-g). تبلور مجدد، (f): کوارتز درجازا، (g-h). سیمان هم‌ضخامت، (i). سیمان هم‌بعد، (j). سیمان دروزی، (k). سیمان بلوکی (l). سیمان انیدریتی، (m-q). دولومیت‌های تدفینی، (n). ددولومیتی‌شدن، (s-t-u). کارستی‌شدن و توسعۀ تخلخل‌های حفره‌ای، نشانه‌های اختصاری: Mi: میکرایتی‌شدن، Bi: زیست آشفتگی، Pc: تراکم فیزیکی، St: استیلولیتی‌شدن، Sd: دولومیت زین‌اسبی، Dd: ددولومیتی‌شدن، Ic: سیمان هم‌ضخامت، Eq: سیمان هم‌بعد، Dc: سیمان دروزی، Bc: سیمان بلوکی، An: انیدریت، Re: تبلورمجدد، Qr: کوارتز، Fr: شکستگی، Ka: کارستی‌شدن.

 

شکل 5- سکانس دیاژنزی بخش منیفا و رخداد فرایندهای دیاژنزی مختلف در سه محیط دریایی، متئوریک و تدفینی همراه با تأثیر آنها بر تخلخل؛ فرایندهای مرتبط با دیاژنز متئوریک تأثیرعمده‌ای بر ویژگی‌های مخزنی اِعمال کرده‌اند.

 

 

سیستم منافذ

مخازن کربناته به‌علت نوع و هندسۀ منافذ در مقایسه با آواری‌ها ناهمگن‌ترند؛ این پیچیدگی در سیستم منافذ از تنوع رخساره‌ای و تأثیر فرایندهای دیاژنزی ناشی می‌شود (Hollis et al. 2010; Skalinski and Kenter 2015). مطالعۀ سیستم منافذ بر اساس مطالعه‌های پتروگرافی و توصیف مغزهها نشان می‌دهد تخلخل‌های حفره‌ای و بین‌دانه‌ای انحلالی نقش اصلی تولیدی را در بخش منیفا داشته‌اند. انواع منافذ شناسایی‌شده عبارتند از: بین‌دانه‌ای، بین‌بلوری، درون‌دانه‌ای، قالبی، حفره‌ای، کانالی، ریزشکستگی و ریز‌تخلخل (شکل 6). بر اساس ویژگی‌های پتروفیزیکی، منافذ در چهار گروه ریزتخلخل (ماتریکس)، بین‌دانه‌ای (بین‌دانه‌ای و بین‌بلوری)، حفره‌ای مجزا (قالبی، درون‌بلوری، درون‌دانه‌ای و حفره‌ای مجزا) و حفره‌ای مرتبط (ریزشکستگی، کانالی و حفره‌ای مرتبط) تقسیم‌بندی شده‌اند (Lucia 1983; 1995). در بخش منیفا، شکل‌گیری تخلخل‌های بین‌بلوری ارتباطی ‌با توسعۀ دولومیت‌ها ندارد و این تخلخل‌ها طی فرایند تبلور مجدد و تبدیل میکرایت به میکرواسپارایت شکل گرفته‌اند. در شکل 7 به‌منظور درک بهتر سیستم منافذ، فراوانی منافذ از دیدگاه پتروفیزیکی در چهار گروه ریزتخلخل، حفره‌ای مرتبط، حفره‌ای غیرمرتبط و بین‌دانه‌ای نشان داده شده است. نتایج نشان می‌دهند تخلخل‌های حفره‌ای حدود 75 درصد منافذ را شامل می‌شوند؛ در مقابل، ریزتخلخل‌ها کمترین فراوانی و اهمیت را دارند. 

با‌توجه‌به فراهم‌بودن نمودارهای فشار موئینۀ تزریق جیوه، توزیع گلوگاه‌های تخلخل در توالی مطالعه‌شده بررسی شد. منافذ بر اساس اندازۀ گلوگاه‌های تخلخل در سه گروه منافذ بزرگ (بزرگ‌تر از 5/1 میکرون)، متوسط (5/0 تا 5/1 میکرون) و کوچک (کوچک‌تر از 5/0 میکرون) طبقه‌بندی شده‌اند (Chehrazi et al. 2011)؛ توزیع منافذ نشان می‌دهد منافذ با گلوگاه‌های بزرگ بیشترین فراوانی و گسترش را در توالی مطالعه‌شده دارند. عموماً نمونه‌های با اندازۀ گلوگاه‌های بزرگ‌تر، تراوایی بیشتری دارند که این حالت در توالی منیفا نیز مشاهده می‌شود.

 

 

 

 

شکل 6- تصاویر مقاطع نازک میکروسکوپی (a، b، c، d، e، f، g، h، i)، اسکن آنها (j، k) و مغزه (l، m، n) از انواع تخلخل و سیستم منافذ (a): ریزتخلخل، (b-c-j): تخلخل بین‌دانه‌ای، (d): بین‌بلوری، (e-f- h): قالبی، (l-g): بین‌دانه‌ای- حفره‌ای، (h-i-k-m): حفره‌ای، (n): کانالی. نشانه‌های اختصاری: Mi: ریزتخلخل، Ip: بین‌دانه‌ای، It: بین‌بلوری، Mo: قالبی، Vg: حفره‌ای، Ch: کانالی

 

 

شکل 7- فراوانی گروه‌های منفذی مختلف در کربنات‌های منیفا؛ نتایج نشان می‌دهند تخلخل‌های حفره‌ای بیشترین فراوانی را دارند ودرمجموع، حدود 75 درصد منافذ را شامل می‌شوند.

 

 

شکل 8- نمودار فشار موئینۀ تزریق جیوه و توزیع گلوگاه‌های تخلخل؛ منافذ بزرگ بیشترین گسترش را نشان می‌دهند.

 

 

چینه‌نگاری سکانسی

از تلفیق نتایج مطالعه‌های رخساره‌ای و دیاژنزی برای شناسایی و تفکیک سکانس‌ها در بخش منیفا استفاده شد. در مطالعۀ حاضر، باتوجه‌به داده‌های در‌دسترس و برای سهولت انجام مطالعه از مدل سکانسی پیش‌رونده- پس‌رونده[32] (Vail 1991) استفاده شد. بر اساس چارچوب چینه‌شناسی سکانسی توالی پرکامبرین تا عهد حاضر صفحۀ عربی (Sharland et al. 2001)، یک سکانس ردۀ سوم با سطح حداکثر غرقابی J110 در کربنات‌های استرماتولیتی منیفا شناسایی می‌شود. سطح J110 در بیشتر بخش‌های صفحۀ عربی به‌علت تأثیر ناپیوستگی تیتونین پیشین و رخنمون تحت‌الجوی مشاهده نمی‌شود؛ این سطح کلیدی می‌تواند در کویت، درون شیل‌های آهکی سازند ماکول و نیز درون کربنات‌های سازند سولایی در جنوب عراق تفسیر شود (Sharland et al. 2001). مرز سکانسی رأس بخش منیفا با شواهدی ازجمله کارستی‌شدن و توسعۀ تخلخل‌های حفره‌ای مشخص می‌شود. در شکل 9، a تصاویر مغزه از این مرز در چاه A نشان داده شده‌اند. بر اساس تغییرات رخساره‌ای و نتایج مطالعه‌های دیاژنزی، چارچوب چینه‌شناسی سکانسی بخش منیفا به‌طور شماتیک در شکل 9، b نشان داده شده است. عمیق‌ترین رخساره‌های شناسایی‌شده که سطوح حداکثر غرقابی در نظر گرفته می‌شوند با گرینستون‌های فرامینیفردار مرتبط با زیرمحیط شول رو به خشکی ارتباط دارند؛ در مقابل، رخساره‌های باندستون استروماتولیتی و وکستون‌های استراکوددار عموماً در مرزهای سکانسی گسترش دارند؛ به‌طور مشابه در مطالعه‌های گذشته (Hughes & Nassir 2008)، یک سکانس ردۀ سوم در کربنات‌های منیفا در یکی از میادین نفتی شرق عربستان شناسایی شده است. در شکل 9، c تغییرات رخساره‌ای همراه با موقعیت سطوح کلیدی سکانسی در سکانس‌های ردۀ سوم و بالاتر نشان داده شده است.

 

 

شکل 9-a. تصاویرمغزه و رخداد کارستی‌شدن در مرز دو توالی کربناتۀ منیفا و فهلیان در میدان مطالعه‌شده، b. شکل شماتیکی از تغییرات رخساره‌ای و چارچوب چینه‌شناسی سکانسی بخش منیفا در چاه A، c. لاگ رسوب‌شناسی چاه A و سکانس ردۀ سوم شناسایی‌شده

 

 

 

کیفیت مخزنی

تأثیر رخساره‌ها، دیاژنز و سیستم منافذ با تلفیق نتایج مطالعه‌های پتروگرافی و پتروفیزیکی بررسی شد. در این کربنات‌ها، تخلخل از 72/10 تا 6/26 درصد و تراوایی از 74/0 تا 2496 میلی‌دارسی متغیر است؛ با‌وجود‌این، مقادیر میانگین حسابی دو شاخص تخلخل- تراوایی به‌ترتیب 6/19 درصد و 45/260 میلی‌دارسی است؛ این تخلخل- تراوایی زیاد نشان می‌دهد بخش منیفا ازنظر مخزنی، زون تولیدی مناسبی است. به‌منظور بررسی تأثیر چهار شاخص بافت رسوبی، رخساره، دیاژنز و سیستم منافذ، پلات‌های تخلخل- تراوایی بر اساس شاخص‌های مختلف ترسیم شدند (شکل 10، a، b، c و d) و همان‌طور که مشخص است بیشترین تفکیک ازنظر تخلخل- تراوایی بر اساس تأثیر فرایندهای دیاژنزی انجام شده است؛ به این مفهوم که رخساره‌های با تأثیر عمدۀ فرایند انحلال، بیشترین تخلخل- تراوایی را دارند و این توالی‌ها بیشترین فراوانی و گستردگی را در بخش منیفا نشان می‌دهند. از دیدگاه چینه‌شناسی سکانسی و تأثیر آن بر ویژگی‌های مخزنی، نتایج نشان می‌دهند سیستم تراکت تراز بالا تا حدودی تخلخل- تراوایی بیشتری را نشان می‌دهد؛ با‌وجود‌این، هر دو سیستم تراکت تحت‌تأثیر ناپیوستگی رأس بخش منیفا تخلخل- تراوایی زیادی دارند؛ به عبارتی، در اثر سطح رخنمون تحت‌الجوی رأس بخش منیفا، تمام این توالی کربناته تحت‌تأثیر دیاژنز متئوریک قرار گرفته است. در شکل 11، انطباق بخش منیفا در سه چاه کلیدی در میدان مطالعه‌شده در روند شمالی- جنوبی نشان داده شده است.


 

 

شکل 10- a-b-c-d. تاثیر بافت، رخساره‌‌های رسوبی، فرایندهای دیاژنزی و سیستم منافذ بر توزیع تخلخل- تراوایی؛ همان‌طور که نتایج نشان می‌دهند عموماً بیشترین تخلخل- تراوایی در توالی‌های با انحلال زیاد مشاهده می‌شود که بیشترین گسترش و فراوانی را نیز دارند.

 

شکل 11- انطباق بخش مخزنی منیفا در چارچوب چینه‌شناسی سکانسی از طریق نمودارهای پتروفیزیکی در روند شمالی- جنوبی در سه چاه کلیدی مطالعه‌شده

 


خلاصه و نتیجه

به‌منظور بررسی کیفیت مخزنی بخش کربناتۀ منیفا در یکی از میادین نفتی خلیج فارس، از تلفیق نتایج مطالعه‌های پتروگرافی، توصیف مغزه‌ها، داده‌های تخلخل- تراوایی مغزه و نمودارهای پتروفیزیکی در مطالعۀ حاضر استفاده شد.

ریزرخسارۀ شناسایی‌شده در توالی کربناتۀ منیفا با سن تیتونین پسین در بخش‌های داخلی رمپ کربناتۀ هم‌شیب نهشته شده‌اند. در این پلت‌فرم کربناته، رخساره‌های مرتبط با زیرمحیط پهنۀ جزرومدی بیشترین توسعه را دارند و باندستون‌های استروماتولیتی و گرینستون‌ها بیشترین فراوانی را نشان می‌دهند.

فرایندهای دیاژنزی مختلفی شامل زیست‌آشفتگی، تبلور مجدد، سیمانی‌شدن، دولومیتی‌شدن، تراکم فیزیکی، انحلال و شکستگی کربنات‌های منیفا را پس‌از نهشته‌شدن تحت‌تأثیر قرار داده‌اند. توزیع فرایندهای دیاژنزی نشان می‌دهد انحلال و کارستی‌شدن مرتبط با دیاژنز متئوریک با بیشترین فراوانی و گستردگی از رخداد ناپیوستگی رأس بخش منیفا ناشی می‌شود. باوجود رخداد فرایندهای کاهش‌دهندۀ کیفیت مخزنی ازجمله سیمانی‌شدن و تراکم و به‌علت تأثیر عمده فرایندهای انحلال و کارستی‌شدن، تخلخل موجود در این توالی کربناته درخور توجه (حدود 20 درصد) است.

توزیع سیستم منافذ نشان می‌دهد تخلخل‌های حفره‌ای و بین‌دانه‌ای انحلال‌یافته بیشترین سهم را در تولید نفت بر عهده داشته‌اند. سیستم منافذ به میزان زیادی تحت‌تأثیر انحلال متئوریک شکل گرفته است. توسعۀ تخلخل‌های بین‌بلوری در این توالی کربناته از فرایند تبلور مجدد و تبدیل میکرایت به میکرواسپارایت ناشی شده است.

از دیدگاه چینه‌نگاری سکانسی، بخش منیفا به یک سکانس ردۀ سوم منطبق بر سکانس‌های ناحیه‌ای صفحۀ عربی تقسیم می‌شود. هر دو مرز زیرین و بالایی بخش منیفا به‌شکل ناپیوسته‌اند؛ مرز زیرین بر ناپیوستگی ناحیه‌ای تیتونین پیشین منطبق است و مرز بالایی با ناپیوستگی مرز تیتونین- بریازین مشخص می‌شود. از دیدگاه چینه‌شناسی سکانسی و تأثیر آن بر ویژگی‌های مخزنی، نتایج نشان می‌دهند سیستم تراکت تراز بالا تا حدودی تخلخل- تراوایی بیشتری را نشان می‌دهد.

بررسی کیفیت مخزنی نشان می‌دهد انحلال و کارستی‌شدن مرتبط با دیاژنز متئوریک ناشی از ناپیوستگی رأس منیفا عامل‌ کنترل‌کنندۀ کیفیت مخزنی و تخلخل- تراوایی زیاد این زون است؛ درمجموع، مخزن منیفا در میدان مطالعه‌شده، توالی کربناتۀ وابسته به دیاژنز معرفی می‌شود



[1] Interaction

[2] Accommodation space

[3] Sediment supply

[4] Trough

[5] High

[6] Foredeep basin

[7] Hendijan-Bahregansar

[8] Kharg-Mish

[9] Hith

[10] Gotnia

[11] Asab

[12] Naifa

[13] Chia  Gara

[14]Makhul

[15]Sulaiy

[16] Alizarin red S

[17] CREO-IQSMART3

[18] Blue-Dyed Epoxy

[19] Capillary pressure curve (PC)

[20] Sequence boundary (SB)

[21] Maximum flooding surface (MF)

[22] Transgressive system tract  (TST)

[23] Highstand system tract (HST)

[24] Tidal Flat

[25] Lagoon

[26] Leeward Shoal

[27] Beach ridges

[28] Leeward Shoal-Back-Shoal

[29] Central Shoal-Ooid Shoal

[30] Seaward Shoal-Fore Shoal

[31] Inner Platform

[32] Transgressive–Regressive

Ahr W. 2008. Geology of Carbonate Reservoirs. John Wiley and Sons, Chichester, 296 p.

Al-Husseini M. I. 2007. Iran’s crude oil reserves and production. Geo-Arabia, 12(2): 69-94.

Alsharhan A. and Nairn A. 1997. Sedimentary basins and petroleum geology of the Middle East. Elsevier, Amsterdam, 843 p.

Catuneanu O. 2006. Principles of sequence stratigraphy. Elsevier. 386 p.

Catuneanu O. Martins-Neto M. A. and Eriksson P. G. 2012. Sequence stratigraphic framework and application to the Precambrian. Marine and Petroleum Geology, 33(1): 26-33.

Chehrazi A. Rezaee R. and Rahimpour H. 2011. Pore-facies as a tool for incorporation of small-scale dynamic information in integrated reservoir studies. Journal of Geophysics and Engineering, 8(2): 202-224.

Dickson J. A. D. 1966. Carbonate identification and genesis as revealed by staining. Journal of Sedimentary Research, 36(2): 491-505.

Edgell H. S. 1996. Salt tectonism in the Persian Gulf basin. Geological Society, London, Special Publications, 100(1): 129-151.

Farzadi P. 2006. The development of Middle Cretaceous carbonate platforms, Persian Gulf, Iran: constraints from seismic stratigraphy, well and biostratigraphy. Petroleum Geoscience, 12(1): 59-68.

Flügel E. 2010. Microfacies Analysis of Carbonate Rocks, Analysis, Interpretation and Application. Springer Verlag, 976 p.

Hollis C. Vahrenkamp V. Tull S. Mookerjee A. Taberner C. and Huang Y. 2010. Pore system characterization in heterogeneous carbonates: An alternative approach to widely-used rock-typing methodologies. Marine and Petroleum Geology, 27(4): 772-793.

Hughes G. W. and Nassir N. A. J. I. 2008. Sedimentological and micropalaeontological evidence to elucidate post-evaporitic carbonate palaeoenvironments of the Saudi Arabian latest Jurassic. Volumina Jurassica, 6(6): 61-73.

Konyuhov A. I. and Maleki B. 2006. The Persian Gulf Basin: geological history, sedimentary formations, and petroleum potential. Lithology and Mineral Resources, 41(4): 344-361.

Lucia F. J. 1983. Petrophysical parameters estimated from visual descriptions of carbonate rocks: a field classification of carbonate pore space. Journal of Petroleum Technology, 35(03), 629-637.

Lucia F. J. 1995. Rock-fabric/petrophysical classification of carbonate pore space for reservoir characterization. AAPG Bulletin, 79(9): 1275-1300.

Lucia F.J. 2007. Carbonate reservoir characterization: an integrated approach. Springer-Verlag, Berlin. 341 p.

Mazzullo S. J. 1994. Diagenesis in a sequence-stratigraphic setting: porosity evolution in periplatform carbonate reservoirs, Permian Basin, Texas and New Mexico. Journal of Petroleum Science and Engineering, 11(4): 311-322.

Mazzullo S. J. and Chilingarian G. V. 1996. Hydrocarbon reservoirs in karsted carbonate rocks. In Developments in Petroleum Science, Elsevier. 44: 797-865.

Moore C. and Wade W. 2013. Carbonate reservoirs: porosity, evolution & diagenesis in a sequence stratigraphic framework: Porosity Evolution and Diagenesis in a Sequence Stratigraphic Framework, Elsevier 67, 369 p.

Murris R. J. 1984 Middle East: stratigraphic evolution and oil habitat. 353-372.

Perotti C. R. Carruba S. Rinaldi M. Bertozzi G. Feltre L. and Rahimi M. 2011. The Qatar–South Fars arch development (Arabian Platform, Persian Gulf): insights from seismic interpretation and analogue modelling. New Frontiers in Tectonic Research-At the Midst of Plate Convergence, 325-352.

Perotti C. Chiariotti L. Bresciani I. Cattaneo L. and Toscani G. 2016. Evolution and timing of salt diapirism in the Iranian sector of the Persian Gulf. Tectonophysics, 679, 180-198.

Rahimpour‐Bonab H. Mehrabi H. Navidtalab A. Omidvar M. Enayati‐Bidgoli A. H. Sonei R. and Izadi‐Mazidi E. 2013. Palaeo‐exposure surfaces in Cenomanian–Santonian carbonate reservoirs in the Dezful embayment, SW Iran. Journal of Petroleum Geology, 36(4): 335-362.

Razin P. Taati F. and Van Buchem F. S. P. 2010. Sequence stratigraphy of Cenomanian–Turonian carbonate platform margins (Sarvak Formation) in the High Zagros, SW Iran: an outcrop reference model for the Arabian Plate. Geological Society, London, Special Publications, 329(1): 187-218.

Sharland P.R. Archer R. Casey D.M. Davies R.B. Hall S.H. Heyward A.P. Horbury A.D. and Simmons M.D. 2001. Arabian Plate sequence stratigraphy Geo-Arabia, Special Publication 2, 371 p.

Skalinski M. and Kenter J. A. 2015. Carbonate petrophysical rock typing: integrating geological attributes and petrophysical properties while linking with dynamic behavior. Geological Society, London, Special Publications, 406(1): 229-259.

Taghavi A. A. Mørk A. and Emadi M. A. 2006. Sequence Stratigraphically controlled diagenesis governs reservoir quality in the carbonate Dehluran Field, southwest Iran. Petroleum Geoscience, 12(2): 115-126.

Tucker M. 1993. Carbonate diagenesis and sequence stratigraphy. In: Wright VP (Ed.) Sedimentology review. Blackwell, Blackwell Scientific Publications Oxford, 51–72.

Vail P. 1991. The stratigraphic signatures of tectonics, eustasy and sedimentology: an overview. Springer, Berlin, 617–659.

Van Buchem F. S. P. Simmons M. D. Droste H. J. and Davies R. B. 2011. Late Aptian to Turonian stratigraphy of the eastern Arabian Plate–depositional sequences and lithostratigraphic nomenclature. Petroleum Geoscience, 17(3): 211-222.

Wilson J.L. 1975. Carbonate Facies in Geologic History. Springer, New York, 471 p.

Van Wagoner J. Mitchum R. Campion K. and Rahmanian V. 1990. Siliciclastic sequence stratigraphy in well logs, cores, and outcrops: concepts for high-resolution correlation of time and facies. American Association of Petroleum Geologists Special Series 7: 1-27.

Ziegler M. 2001. Late Permian to Holocene paleofacies evolution of the Arabian Plate and its hydrocarbon occurrences. Geo-Arabia, 6 (3): 445-504.