Controls of depositional facies and diagenetic processes on reservoir quality of the Arab Formation in the one oil field, Southern Persian Gulf

Asaadi, Ali; Sarfi, Mehdi; Imandoust, Ali; Ghane, Mehdi

doi:10.22108/jssr.2021.127549.1200

Controls of depositional facies and diagenetic processes on reservoir quality of the Arab Formation in the one oil field, Southern Persian Gulf

Document Type : Research Paper

Authors

¹ Ph.D. in Petroleum Geology, Tehran Energy Consultants (TEC), Tehran, Iran

² Assistant Professor, Department of Geology, Damghan University, Damghan, Iran

³ MSc. in Paleontology, Research Institute of Petroleum Industry (RIPI), Tehran, Iran

⁴ MSc. in Geophysics, Tehran Energy Consultants (TEC), Tehran, Iran

10.22108/jssr.2021.127549.1200

Abstract

Abstract
The Late Jurassic Arab Formation is one of the main oil reservoirs in the Middle East. To investigate factors reservoir quality controlling, the integration of the results from geological and petrophysical data was utilized. Ten main facies were recognized and grouped in five facies belts of tidal flat, intertidal, lagoon, shoal, and shallow open marine, indicating deposition of the formation on a homoclinal carbonate ramp platform. The diagenetic processes occurred in marine, meteoric, and burial diagenetic realms. According to the frequency within the reservoir, five main pore types comprising intercrystalline, interparticle, vuggy, moldic, and microporosity were determined. Four third-order depositional sequences which are correlatable with four reservoir zones (A–D) of the Arab Formation were identified. The development of grainstone facies played an important role in high reservoir potential intervals. In view of their controls on reservoir quality, diagenetic features can be categorized into two classes: (1) diagenetic processes enhancing reservoir quality that include dissolution, dolomitization, and fracturing; (2) diagenetic processes reducing reservoir quality including cementation, evaporate mineralization, overdolomitization, and compaction. Considering its layer cake nature, it is possible to use petrophysical logs for the correlation of different reservoir zones, and depositional sequences between the studied wells.
Keywords: Arab Formation, Persian Gulf, Facies, Diagenesis, Pore systems, Sequence stratigraphy, Reservoir quality

Introduction
The 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 and Wade 2013). The reservoir quality may be enhanced or deteriorated depending on the type of dominant diagenetic processes (e.g., compaction, cementation, dissolution, dolomitization, and fracturing). The Arab Formation has been extensively studied in the Persian Gulf from different geological and petrophysical aspects, including facies analysis and depositional environment (Hughes 1966; Al-Saad and Sadduni 2001; Daraei et al. 2014; Sfidari et al. 2018), diagenesis, and geochemistry interpretation (Swart et al. 2005; Nader et al. 2013; Morad et al. 2012, 2019), sequence stratigraphy (Al-Husseini 2009; Al-Awwad and Pomar 2015) and reservoir characterization and rock typing (Cantrell and Hagerty 2003; Grötsch et al. 2003; Eltom et al. 2012 Marchionda et al. 2017; Assadi et al. 2018). This study aims to define the depositional facies and environments, diagenetic alterations, various pore types, and reservoir quality variations in the Arab formation in an oil field in the southern Persian Gulf. The important geological features are integrated with conventional petrophysical logs and core porosity–permeability data to delineate the reservoir and non-reservoir zones in a sequence stratigraphic framework.

Material & Methods
This study is based on data from four cored wells (A, B, C, and D) from one of the hydrocarbon fields in the southern Persian Gulf. A total of 248 m of cores (whole cores and slabbed), 201 thin sections, 420 core porosity-permeability plugs and conventional petrophysical well log data were used to investigate its impact of various geological factors on reservoir properties. To differentiate the calcite from dolomite, all thin sections were stained with Alizarin Red-S (Dickson 1966). Also, in order to determine pore types and their properties, epoxy resin was injected into all samples. Depositional facies, diagenetic processes, and pore systems were studied based on core description and petrographic analysis. Finally, controls of depositional facies characteristics and diagenetic alterations on pore types and reservoir quality were discussed in a sequence stratigraphic framework. A set of conventional well logs from the four studied wells, including GR -DT-RHOB and calculated effective porosity (PHIE), were used for reservoir zonation and correlation.

Discussion of Results & Conclusion
Depositional facies analysis led to the identification of 10 sedimentary facies. They are mainly distinguished based on their constituents, texture, and sedimentary structures, and belong to five sub-environments of supratidal, intertidal, lagoon, shoal, and open marine located on a homoclinal carbonate ramp. Diagenetic imprints occurred in three diagenetic environments of marine, meteoric, and burial. The pore system and reservoir characteristics were influenced by dissolution, cementation, dolomitization, evaporite mineralization, and compaction. The dolomites appear in two types as replacement or cement. The replacement dolomite is classified as fabric retentive and fabric destructive. The dolomite cement occluded intergranular, intercrystalline, and vuggy pores and fractures. Associated evaporite mineralization occurs as primary and secondary. Four third-order depositional sequences were recognized through the identification of maximum flooding surfaces (MFS) and sequence boundaries (SB), which are distinguished on the basis of facies and diagenetic characteristics. Each depositional sequence is a cycle that corresponds to a reservoir zone (Arab A, B, C, and D) within the formation. Porosity–permeability cross plots are depicted for identified lithological types, texture, depositional environment, and pore types groups of the Arab Formation in the studied field. The best reservoir intervals correspond with grainstone facies deposited in shoal sub environment that contain high values of interparticle and vuggy porosity and represented by high dissolution zone. The results obtained in this study can provide a comprehensive understanding of the reservoir characteristic of the Arab Formation in the southern Persian Gulf.

Keywords

20.1001.1.20087888.1400.37.3.3.3

Main Subjects

Sequence Stratigraphy

Full Text

مقدمه

ناهمگنی‌های رخساره‌ای، دیاژنزی و چهارچوب چینه‌شناسی سکانسی، توزیع سیستم منافذ و ویژگی‌های مخزنی کربنات‌ها را کنترل می‌کند (Lucia 2007; Ahr 2008; Moore and Wade 2013; Tiab and Donaldson 2015). عموماً رخساره‌های رسوبی، الگوی توزیع ویژگی‌های مخزنی را به‌صورت اولیه مشخص می‌کنند؛ با وجود این در مخازن کربناته به دلیل حساسیت زیاد به فرایندهای دیاژنزی، ناهمگنی‌های عمده‌ای در این ویژگی‌ها ایجاد می‌شود (Morad et al. 2012; Singh and Joshi 2020). مطالعات چینه‌نگاری سکانسی می‌تواند به‌منظور پیش‌بینی توزیع رخساره، فرایندهای دیاژنزی مرتبط به رخساره و بررسی و انطباق ویژگی‌های مخزنی در مقیاس محلی و ناحیه‌ای استفاده شود (Morad et al. 2012; Assadi et al., 2016; Enayati–Bidgoli and Rahimpour–Bonab 2016; Borgomano et al. 2020). در مطالعات چینه‌شناسی سکانسی از رویکردهای گوناگون استفاده می‌شود (Catuneanu et al. 2011).

سیستم منافذ و ناهمگنی‌های مرتبط با آن، یکی از مهم‌ترین پارامترهای تأثیرگذار بر جریان سیال، مقادیر تراوایی و ویژگی‌های فیزیک سنگ[1] محسوب می‌شود (Hollis et al. 2017; Chehrazi et al. 2011; Assadi et al. 2018; Salifou et al. 2021). سیستم منافذ که یکی از مهم‌ترین پارامترهای کنترل‌کنندة توزیع تخلخل- تراوایی در مخزن و روند تغییرات کیفیت مخزنی است، با تأثیر و ارتباط پارامترهای رخساره‌ای و دیاژنزی کنترل می‌شود؛ بنابراین شناسایی و تفسیر تغییرات آن و طبقه‌بندی آن از دیدگاه پتروفیزیکی به شناخت بهتر ناهمگنی‌ها در مخزن می‌انجامد (Lucia 2007; Ahr 2008).

سازند عرب با سن ژوراسیک بالایی به‌مثابة یکی از مهم‌ترین سنگ مخزن‌های صفحة عربی، اهمیت زیادی در تولید نفت کشورهایی مانند عربستان، بحرین، قطر، امارات و ایران دارد (Sharland et al. 2001). این سازند در میدان بسیار وسیع غوار عربستان، بزرگ‌ترین مخزن مرسوم نفت دنیا محسوب می‌شود. سازند عرب در صفحة عربی و خلیج فارس به‌صورت گسترده از جنبه‌های زمین‌شناسی- پتروفیزیکی شامل بررسی رخساره‌ای و محیط رسوبی و زیست‌چینه‌شناسی (Hughes 1966; Al-Saad and Sadduni 2001; Daraei et al. 2014; Sfidari et al. 2019)، دیاژنز و تفسیر ژئوشیمیایی (Swart et al. 2005; Nader et al. 2013; Morad et al. 2012, 2019)، چینه‌نگاری سکانسی (Al-Husseini 2009; Al-Awwad and Pomar 2015)، مدل‌سازی مخزن (Grötsch et al. 2003; Eltom et al. 2013; Marchionda et al. 2017) و ارزیابی مخزنی و گونه‌های سنگی (Cantrell and Hagerty 1999; Assadi et al. 2018) بررسی شده است. سازند عرب به‌مثابة یک توالی کلاسیک کربناته- تبخیری، در یک پلاتفرم رمپ گسترده نهشته شده است و عموماً با توجه به اقلیم، نوسانات جهانی سطح آب دریا و تکتونیک ناحیه‌ای طی این زمان، ماهیت لایه‌کیکی[2] نشان می‌دهد (Al-Husseini 1997; Sharland et al. 2001). این سازند به‌مثابة یک مخزن نفتی مهم در بخش ایرانی خلیج فارس در میادین واقع در بخش جنوب شرقی (محدودة بین بلندای قطر فارس در غرب و تنگة هرمز در شرق) حائز اهمیت هیدروکربنی زیادی است. این سازند در میدان مطالعه‌شده در این ناحیه به‌صورت گسترده تحت تأثیر دولومیتی‌شدن قرار گرفته است. هدف اصلی این مطالعه، بررسی رخساره‌ها، محیط رسوبی، دیاژنز و بازسازی سکانس دیاژنزی، شناسایی سیستم منافذ و گروه‌بندی آنها برمبنای ماهیت پتروفیزیکی، چینه‌نگاری سکانسی، زون‌بندی مخزن و بررسی پارامترهای کنترل‌کنندة کیفیت مخزنی است؛ به این منظور از تلفیق اطلاعات زمین‌شناسی و پتروفیزیکی شامل نتایج توصیف مغزه‌ها، مقاطع نازک میکروسکوپی- داده‌های تخلخل- تراوایی مغزه و نمودارهای پتروفیزیکی استفاده شده است.

زمین‌شناسی منطقه و چینه‌شناسی

صفحة عربی با حاشیة ریفتی دریای سرخ در جنوب غربی، دریای مرده در شمال غربی، حاشیة غیرفعال اقیانوس هند در جنوب شرقی و زون خردشدة زاگرس- توروس در شمال شرقی احاطه می‌شود (Sharland et al. 2001). بخش شمال شرقی این صفحه حجم زیادی هیدروکربن را در حوضه‌هایی از قبیل خلیج فارس، زاگرس و بین‌النهرین یا میان‌رودان شامل می‌شود. خلیج فارس، یکی از مهم‌ترین حوضه‌های هیدروکربنی دنیاست که با خطواره‌های عمده به فرورفتگی‌ها[3] و بلندی‌هایی[4] تقسیم می‌شود (Konyouhov and Maleki 2006; Orang et al. 2018; Ezati Asl et al. 2019). بلندای ساختاری قطر- فارس[5] با روند شمال شرق- جنوب غرب از زمان پرکامبرین، خلیج فارس را به دو فروافتادگی شمال غربی و جنوب شرقی تقسیم کرده است. نمک‌های هرمز و حرکات مرتبط با آنها، نقش مهمی در دگرشکلی و ایجاد ساختمان‌های هیدروکربنی به‌ویژه در بخش جنوب شرقی خلیج فارس داشته است (Ezati Asl et al. 2019). در این بخش مشابه با بیشتر ساختمان‌های واقع در صفحة عربی، ازنظر ساختمانی میادین متأثر از گسل‌های پی‌سنگی و تکتونیک نمک شکل گرفته‌اند و عموماً با چین‌های ساده و ملایم شناخته می‌شوند. میدان بررسی‌شده در جنوب شرقی خلیج فارس واقع است و روند تقریبی شمال غربی- جنوب شرقی دارد (شکل 1). رویدادهای تکتونیکی مختلف، نوسانات جهانی سطح آب دریا و تغییرات آب‌وهوایی سبب شکل‌گیری یکی از بهترین سیستم‌های هیدروکربنی دنیا در ژوراسیک بالایی خاورمیانه شده است (Al-Husseini 1997; Sharland et al. 2001; Ziegler 2001; Cantrell et al. 2001, 2004; Morad et al. 2012; Daraei et al. 2014). کربنات‌های شیلی دیاب- دارب[6]، توویق-حنیفا[7] و سرگلو- نجمه[8]، سنگ‌منشأهای مستعد تغذیه‌کنندة سیستم نفتی ژوراسیک بالایی در نظر گرفته می‌شوند (Sharland et al. 2001). سازند عرب[9] با سن ژوراسیک بالایی و سنگ‌شناسی کربناته- تبخیری، به‌مثابة سنگ‌مخزن این سیستم نفتی، یکی از مهم‌ترین سنگ‌مخزن‌های دنیا در تولید نفت محسوب می‌شود (Cantrell et al. 2001, 2004; Al-Saad and Sadduni 2001; Ehrenberg et al. 2008; Morad et al. 2012; Al-Awwad and Collins 2013; Marchionda et al. 2018). پوش سنگ این سیستم نفتی با سنگ‌شناسی تبخیری، سازندهای هیث و گوتنیا[10] هستند که با توجه به ضخامت زیاد تبخیری‌ها، کارآمدی زیادی دارند (Sharland et al. 2001). سیستم نفتی ژوراسیک بالایی در میدان بررسی‌شده در شکل 1 مشخص شده است.

طی ژوراسیک، صفحة عربی پایدار بوده و در موقعیت 5 تا 10 درجة جنوب استوا قرار داشته است (Al-Fares et al. 1998). توالی ژوراسیک خاورمیانه با سکانس بزرگ‌مقیاس چینه‌شناسی- تکتونیکی AP7 و بخش بالایی AP6 مشخص می‌شود که به ترتیب با دو ناپیوستگی توآرسین پسین و تیتونین پیشین در مرز پایین و بالا محدود شده است (Sharland et al. 2001). ستون سنگ‌شناسی ژوراسیک در بخش‌های مختلف خلیج فارس و بعضی بخش‌های حوضة زاگرس برای درک و مقایسة بهتر نشان داده شده است (شکل 2-a). میدان بررسی‌شده در این پژوهش در بخش جنوبی خلیج فارس و در جنوب بلندای قطر فارس واقع شده است. ستون سنگ‌شناسی ژوراسیک انطباق زیادی با میادین مجاور در قطر و امارات دارد (شکل 2-b). ستون سنگ‌شناسی سازند عرب همراه با زون‌بندی مخزن از دیدگاه سنگ‌شناسی (بخش بالایی و پایینی) و زون‌های ناحیه‌ای (A-B-C-D) در شکل 2-c مشخص شده است.

شکل 1- موقعیت میدان نفتی مطالعه‏‌شده در بخش جنوب شرقی خلیج فارس و چاههای انتخابی مشخص شده است. ویژگی‌‌های عمومی میدان و سیستم نفتی آن مشخص شده است.

Fig 1- The position of studied field in the southeastern Persian Gulf and selected wells are displayed. General data and petroleum system for field is highlighted.

داده‌ها

در این مطالعه با هدف بررسی کیفیت مخزنی از تلفیق نتایج توصیف مغزه‌ها، مطالعات پتروگرافی و نمودارهای پتروفیزیکی مرسوم در چهار چاه کلیدی (A-B-C-D) در یکی از میادین نفتی خلیج فارس استفاده شده است. در جدول 1، اطلاعات استفاده‌شده مشخص شده است. به‌منظور تفکیک کلسیت از دولومیت، تمام نمونه‌ها با محلول آلیزارین قرمز[11] با استفاده از روش Dickson 1965 رنگ‌آمیزی و به‌منظور درک بهتر سیستم منافذ و توزیع آنها در مخزن چسب اپوکسی آبی‌رنگ[12] تزریق شد؛ علاوه بر این تمام مقاطع نازک به‌منظور درک کلی از تغییرات رخساره‌ای- دیاژنزی و سیستم منافذ اسکن شد. به‌منظور اسکن مقاطع نازک میکروسکوپی از دستگاه اسکنر در پژوهشگاه صنعت نفت استفاده شده است. دستگاه اسکنر برای تهیة تصاویر با قدرت تفکیک زیاد تا 1000 DPI استفاده می‌شود؛ علاوه بر این، داده‌های پتروفیزیکی و نمودارهای پتروفیزیکی مرسوم برای ارزیابی مخزنی استفاده شده است. برای اندازه‌گیری تخلخل- تراوایی، بیش از 420 پلاگ (با قطر 1.5 اینچ) با حلال‌های آلی (تلوئن و متانول)^[13] تمیز و در شرایط آزمایشگاهی اندازه‌گیری شدند. تخلخل با استفاده از دستگاه تخلخل‌سنج هلیومی[14] و با استفاده از قانون بویل[15] و تراوایی با بهره‌گیری از دستگاه تراوایی‌سنج[16] و با استفاده از قانون دارسی[17] و روش تصحیحی کلینکنبرگ[18] اندازه‌گیری شده است.

شکل 2- a) مقایسة ستون سنگ‌چینه‌‌نگاری ژوراسیک در خلیج فارس و بعضی بخش‌‌های حوضة زاگرس (با بعضی از تغییرات از Sharland et al. 2001)؛ b) ستون سنگ‌شناسی سازند عرب همراه با زون‌‌بندی آن در چاه کلیدی بررسی‌شده نشان داده شده است؛ c) ستون سنگ‌شناسی سازند عرب همراه با ناحیه‌‌ای ارائه شده است.

Fig 2- a) The comparison of lithostratigraphic units the Jurassic period in Persian Gulf with some parts of the Zagros basin (modified after Sharland et al., 2001). b) Lithology of the Arab Formation associated with its zonation in a key well from the studied field. c) Lithology column of the Arab Formation with regional zonation is presented.

جدول 1- داده‌‌های دردسترس از سازند عرب در چاههای بررسی‌شده مشخص شده است.

Table 1- Available data from the Arab Formation in studied key wells.

نمودارهای پتروفیزیکی	داده‌های تخلخل- تراوایی و چگالی دانه -مغزه	مقاطع نازک میکروسکوپی				توالی مغزه‌گیری	ضخامت مغزه (متر)	نام چاه
نمودارهای پتروفیزیکی	داده‌های تخلخل- تراوایی و چگالی دانه -مغزه	اسکن مقاطع	رنگ‌آمیزی با چسب اپوکسی	رنگ‌آمیزی با آلیزارین قرمز	تعداد
گاما، چگالی- صوتی	175	ü	ü	ü	101	بخش بالایی و پایانی	138	A
گاما، چگالی- صوتی	245	ü	ü	ü	100	بخش بالایی عرب	108	B
گاما، چگالی- صوتی	_	_	_	_	_	_	_	C
گاما، چگالی- صوتی	_	_	_	_	_	_	_	D
4 چاه	420	201	201	201	201	هر دو بخش بالایی و پایانی	248	مجموع اطلاعات

روش پژوهش

مغزه‌های دردسترس از چاههای کلیدی (A-B) تقریباً تمام سازند عرب را پوشش می‌دهند و با توجه به ماهیت لایه‌کیکی این سازند می‌توان اطمینان حاصل کرد که تفاسیر ارائه‌شده دربرگیرندة تغییرات سازند در محدودة میدان است. طی مطالعات زمین‌شناسی نخست با توصیف مغزه‌ها و مطالعة مقاطع نازک، رخساره‌ها، زیرمحیط‌ها و محیط رسوبی شناسایی و تفسیر شد. برای توصیف رخساره‌ها از روش Dunham 1962 استفاده و برای آنالیز رخساره‌ها و نام‌گذاری از مدل‌های استاندارد (Wilson 1975; Flugel 2010) و مقایسه با بعضی مطالعات کلیدی در ارتباط با سازند عرب استفاده شده است (Al-Saad and Sadooni 2001; Lindsay et al. 2006)؛ سپس فرایندهای دیاژنزی مختلف شناسایی و براساس رخداد آنها سکانس دیاژنزی بازسازی و مشخص شد. در ادامه انواع منافذ براساس بررسی مقاطع دارای چسب اپوکسی شناسایی و فراوانی آنها تعیین شد. در این مطالعه با توجه به داده‌های دردسترس و سهولت بیشتر از مدلvan Wagoner et al. 1990; Vail 1991 استفاده شده است. در این روش، یک سکانس با شناسایی دو سطح کلیدی سکانسی[19] و حداکثر غرقابی[20] مشخص و با دو سیستم تراکت پیش‌رونده[21] و تراز بالا[22] معرفی می‌شود. به‌منظور تفکیک سکانس‌های مختلف از نتایج مطالعات رخساره‌ای و دیاژنزی استفاده و مرزهای کلیدی با نمودارهای پتروفیزیکی انطباق داده شد؛ درنهایت به‌منظور بررسی کیفیت مخزنی از اطلاعات تخلخل-تراوایی مغزه استفاده و براساس ویژگی‌های رخساره‌ای و دیاژنزی شناسایی‌شده، پارامترهای مهم کنترل‌کننده بررسی شد. پلات‌های تخلخل- تراوایی برای گروههای مختلف رخساره‌ای، دیاژنزی و سیستم منافذ ترسیم شد. درنهایت با در نظر گرفتن تمام اطلاعات، زون‌بندی ناحیه‌ای مخزن انجام و با نمودارهای پتروفیزیکی در تمام چاههای میدان انطباق داده شد.

یافته‌های پژوهش

رخساره‌ها و محیط رسوبی

به‌منظور شناسایی رخساره‌ها و تفسیر محیط رسوب‌گذاری از نتایج توصیف مغزه‌ها و پتروگرافی مقاطع نازک میکروسکوپی استفاده شده است. براساس نتایج این بررسی، مقایسه با مدل‌های استاندارد (Flügel 2010) و نیز بعضی مطالعات کلیدی گذشته دربارة سازند عرب (Al Silwadi et al. 1996; Al-Saad and Sadooni 2001; Lindsay et al. 2006; Daraei et al. 2014; Hollis et al. 2017; Marchionda et al. 2018; Rosales et al. 2018)، ده رخسارة رسوبی شناسایی شد. رخساره‌های رسوبی در پنج زیرمحیط بخش بالای جزرومدی، بین جزرومدی، لاگون، شول و دریای باز کم‌عمق تفسیر شده است. این رخساره‌ها به‌صورت خلاصه در جدول 2 معرفی و تصاویر مقاطع در شکل 3 ارائه شده است.

فرامینیفرهای بنتیک، گاستروپود، جلبک سبز، دوکفه‌ای، خرده‌های اکینودرم و مرجان، مهم‌ترین اجزای اسکلتی هستند. اجزای غیراسکلتی شامل اووئید، پلوئید و اینتراکلست با توجه به گستردگی رخساره‌های پرانرژی شول فراوانی زیادی دارند. هر کدام از زیرمحیط‌های مختلف، بافت‌ها و ساخت‌های رسوبی مشخصی را نشان می‌دهند. رخساره‌های مرتبط با زیرمحیط بالای جزرومدی عموماً با انیدریت با بافت توده‌ای، لایه‌ای و نیز نودول‌های پیوسته مشخص می‌شوند. درمقابل لایه‌بندی زیستی و فابریک چشم‌پرنده‌ای از ساخت‌های رسوبی مشاهده‌شده در زیرمحیط جزرومدی هستند. زیست‌آشفتگی و حفاری در رسوبات در رخساره‌های مرتبط با زیرمحیط لاگون گسترش دارند. رخساره‌های مرتبط با زیرمحیط شول با ساختار توده‌ای و طبقه‌بندی مورب تفسیر می‌شوند. طی ژوراسیک بالایی آب‌وهوا گرم و خشک بوده است و رخساره‌های گرینستونی توسعة زیادی داشته‌اند (Ehrenberg et al. 2008). رخساره‌های گرینستونی مرتبط با زیرمحیط شول در سه زیرمحیط شول رو به ساحل[23]، شول مرکزی[24] و شول رو به دریا[25] براساس اجزای سازنده تفسیر می‌شوند (شکل 3). در بخش رو به خشکی شول، گاستروپود، جلبک سبز و فرامینیفرهای بنتیک از مهم‌ترین اجزای اسکلتی رایج هستند؛ درمقابل گرینستون‌های مرتبط با بخش شول مرکزی با فراوانی اجزای غیراسکلتی به‌ویژه اووئیدها و پلوئیدها مشخص می‌شوند. خرده‌های اکینودرم، مرجان، جلبک سبز، براکیوپود و فرامینیفرهای بنتیک، مهم‌ترین اجزای اسکلتی رخساره‌های گرینستونی شول رو به دریا هستند. در گرینستون‌های مرتبط با بخش رو به دریای شول، اجزای غیراسکلتی عمدتاً از نوع پلوئید و اینتراکلست هستند. محیط رسوبی سازند عرب در میدان مطالعه‌شده با توجه به تغییر تدریجی رخساره‌ها، نبود اجزای ریف‌ساز، فراوانی رخساره‌های پرانرژی شول و مقایسه با مطالعات گذشته می‌تواند در قالب یک رمپ کربناتة هم‌شیب گسترده تفسیر شود (Al-Saad and Sadduni 2001; Lindsay et al. 2006; Morad et al. 2012; Al-Awwad and Collins 2013; Daraei et al. 2014; Assadi et al., 2018). توزیع رخساره‌ها نشان می‌دهد این رمپ کربناته عموماً به بخش‌های داخلی پلاتفرم محدود بوده است (شکل 4). فراوانی ریزرخساره‌ها و کمربندهای رخساره‌ای در شکل 3 (k and l) نشان داده شده است. نتایج نشان می‌دهد رخساره‌های مرتبط با زیرمحیط شول بیشترین گسترش را دارند.

شکل 3- تصاویر مقاطع نازک از 10 رخسارة شناسایی‌شده در سازند عرب. a) انیدریت توده‌ای، b) مادستون دولومیتی با انیدریت نودولار، c) مادستون دولومیتی، d) باندستون استروماتولیتی، e) مادستون- وکستون فسیل‌دار،f ) وکستون- پکستون بایوکلاستی، g) گرینستون گاستروپوددار، h) گرینستون اُاُئیدی، i) گرینستون بایوکلاستی- پلوئیدی، j) مادستون- وکستون فسیل‌دار، k) فراوانی رخساره‌های شناسایی‌شده، l) فراوانی زیرمحیط‌های رسوبی براساس گروه‌بندی رخساره‌ها. براساس نتایج، رخساره‌های گرینستونی و زیرمحیط پرانرژی شول بیشترین گسترش و فراوانی را دارند. به‌منظور توضیحات بیشتر به جدول 2 مراجعه شود.

Fig 3- Representative photomicrographs from 10 main facies types (MF) recognized in the Arab Formation. a) Massive anhydrite, b) Dolomudstone with nodule anhydrite, c) Fenestral dolomudstone, d) Stromatolite boundstone, e) Bioclast mudstone-wackestone, f) Algae wackestone-packstone, g) Gastropod grainstone, h) Ooid grainstone, i) Bioclast/peloid grainstone, j) Fossiliferous mudstone/wackestone. K-l) Frequency diagrams of facies and facies belts of the Arab Formation in the studied field. For more details about each facies, see the Table 2.

جدول 2- ویژگی‌‌های رسوبی 10 رخسارة شناسایی‌شده در سازند عرب ازنظر سنگ‌‌‌‌‌‌شناسی، اجزا، انرژی و محیط رسوبی. علائم اختصاری: ف: فراوان، ر: رایج، ن: نادر.

Table 2- Main depositional properties of ten recognized facies in the Arab Formation in the studied Field. Abbreviation, (r) rare; (c) common; (a) abundant.

محیط رسوبی		انرژی محیط	اجزا		سنگ‌شناسی	نام رخساره	شماره
محیط رسوبی		انرژی محیط	غیراسکلتی	اسکلتی	سنگ‌شناسی	نام رخساره	شماره
بالای پهنة جزرومدی		خیلی کم	_	_	انیدریت	انیدریت توده‌ای	1
پهنة جزرومدی		خیلی کم	_	استراکود (ف)، اجزای اسکلتی غیرقابل شناسایی (ر)	انیدریت-دولومیت	مادستون دولومیتی با انیدریت نودولار	2
پهنة جزرومدی		کم	_	گاستروپود (ر)، استراکود (ر)	دولومیت	مادستون دولومیتی با بافت چشم‌پرنده‌ای	3
پهنة جزرومدی		متوسط	پلوئید (ن)	لامینه‌های جلبکی (ف)، استراکود (ر)	دولومیت	باندستون استروماتولیتی	4
لاگون		متوسط	_	استراکود (ر)، فرامینیفرهای بنتیک (ر)	آهک-دولومیت	مادستون- وکستون بایوکلاستی	5
لاگون		متوسط	_	جلبک سبز (ف)، فرامینیفرهای بنتیک (ر)، گاستروپود (ر)	آهک-دولومیت	وکستون- پکستون جلبکی	6
رو به ساحل	شول	زیاد	پلوئید (ر)	گاستروپود (ف)، دوکفه‌ای (ر)، فرامینیفرهای بنتیک (ر)، جلبک سبز (ر)	دولومیت	گرینستون گاستروپوددار	7
شول مرکزی		زیاد	اووئید (ف)، پلوئید (ر)	_	دولومیت	گرینستون اُاُئیدی	8
شول رو به دریا		زیاد	پلوئید (ف)	فرامینیفرهای بنتیک (ف)، جلبک سبز (ر)، اکینودرم (ر)، مرجان (ن)، بریوزوئرها (ن)	آهک	گرینستون بایوکلاستی- پلوئیدی	9
دریای باز کم‌عمق		کم	_	اکینودرم (ر)، براکیوپود (ر)، اسپیکول اسفنج (ف)، فرامینیفرهای بنتیک (ن)	آهک	مادستون- وکستون فسیل‌دار	10

شکل 4- براساس نتایج مطالعات رخساره‌‌ای، یک مدل رمپ کربناتة هم‌شیب برای نهشت توالی کربناته- تبخیری عرب در نظر گرفته شده است.

Fig 4- A homoclinal carbonate ramp platform model proposed for the Upper Jurassic carbonate/ evaporate sequence of the Arab Formation in the studied oil field.

دیاژنز و سکانس دیاژنزی

سازند عرب به‌مثابة یک توالی کربناته- تبخیری تحت تأثیر فرایندهای میکرایتی‌شدن، زیست‌آشفتگی، تبلور مجدد، کانی‌زایی تبخیری، دولومیتی‌شدن، سیمانی‌شدن (انیدریت، دولومیت، کلسیت)، انحلال، سیلیسی‌شدن، فسفاتی‌شدن، پیریتی‌شدن و شکستگی قرار گرفته است. فرایندهای میکرایتی‌شدن، زیست‌آشفتگی، سیلیسی‌شدن، پیریتی‌شدن، تشکیل هیدروکربن باقی‌مانده و فسفاتی‌شدن، فرایندهای با گستردگی کمتر در نظر گرفته می‌شوند (شکل 5). با توجه به اهداف این مطالعه که بررسی کیفیت مخزنی است، شرح این فرایندها در خارج از اهداف این مطالعه قرار دارد. فرایندهای دولومیتی‌شدن، انحلال، سیمانی‌شدن، کانی‌زایی تبخیری، تراکم و شکستگی‌ها، فرایندهای دیاژنزی با تأثیر زیاد بر سیستم منافذ و ویژگی‌های مخزنی در نظر گرفته می‌شوند. این فرایندها در زیر بررسی شده‌اند.

دولومیتی‌شدن

دولومیت‌های سازند عرب به دو نوع جانشینی و سیمان تقسیم می‌شوند. دولومیت‌های جانشینی به دو نوع حفظ‌کنندة فابریک[26]و تخریب‌کنندة فابریک[27] تقسیم می‌شوند (Al Qattan and Budd 2017). دولومیت‌های حفظ‌کنندة فابریک عموماً تخلخل بین دانه‌ای و قالبی دارند و سیستم منافذ و ویژگی‌های مخزنی برخلاف انواع تخریب‌کنندة فابریک با ویژگی‌های رخساره‌ای اولیه کنترل شده است (شکل 6-a). در این نوع دولومیت‌ها، اندازة بلورهای دولومیت از بافت و شکل اولیة اجزا تبعیت می‌کند و دولومیت‌ها ریزبلور و به‌صورت نیمه‌شکل‌دار تا بی‌شکل و با اندازة عموماً کمتر از 50 میکرون هستند. در دولومیت‌های تخریب‌کنندة فابریک، بافت اولیة سنگ قابل شناسایی نیست (شکل 6-b-c) و سنگ حالت بلورین دارد. سیستم منفذی غالب در این نوع دولومیت‌ها به‌صورت بین بلوری است و اندازة بلورهای دولومیت از حدود 20 تا بیش از 100 میکرون تغییر را نشان می‌دهد. بلورهای دولومیت ممکن است به‌صورت بی‌شکل، نیمه‌شکل‌دار و شکل‌دار باشند.

ازنظر میزان دولومیتی‌شدن، دولومیت‌های سازند عرب به دو گروه بخشی[28] و کامل[29] تقسیم می‌شوند. در دولومیتی‌شدن بخشی که فقط در آهک‌های دولومیتی بخش پایینی سازند عرب گسترش دارد (شکل 6-d)، حدود 10 تا 60 درصد سنگ دولومیتی شده است و دولومیت‌ها عموماً نقش سیمان را دارند (شکل 6-e). در بخش بالایی سازند عرب، سیمان‌های دولومیتی در بعضی نمونه‌ها با مسدودکردن تمام تخلخل و فضاهای خالی، سنگ را متراکم کرده‌اند (شکل 6-f). سیمان‌های دولومیتی به دو صورت سیمان پرکنندة تخلخل‌های بین بلوری و بین دانه‌ای، و شکستگی‌ها مشاهده می‌شوند. این سیمان‌ها در انواع دولومیت‌های حفظ‌کنندة فابریک و تخریب‌کنندة فابریک مشاهده می‌شوند. بیشترین فراوانی سیمان دولومیتی در دولومیت‌های تخریب‌کنندة فابریک مشاهده می‌شود. سیمان دولومیتی پرکنندة شکستگی‌ها عموماً از نوع زین‌اسبی است که به‌صورت بلورهای نیمه‌شکل‌دار دولومیت با خاموشی موجی و در اندازة 200-300 میکرون مشاهده می‌شوند (شکل 6-g-h). تشکیل این نوع دولومیت‌ها در مطالعات گذشتة سازند عرب (Cantrell et al. 2001, 2004) در ارتباط با سیالات هیدروترمال دانسته شده است. فرایند دولومیت‌زدایی که طی آن هستة بلورهای دولومیت حل و سبب شکل‌گیری تخلخل درون‌بلوری می‌شود، به‌صورت پراکنده در دولومیت‌های تخریب‌کنندة فابریک مشاهده می‌شود (شکل 6-i). سیالات متئوریکی و نیز وجود افق‌های تبخیری و انحلال آنها و ایجاد سیالات سرشار از کلسیم هم، از روش‌های دولومیت‌زدایی است که در سازند عرب محتمل‌تر به نظر می‌رسد.

شکل 5- تصاویر مقاطع نازک (a-b-c-d-e-f) و مغزه (g-h-i) از بعضی فرایندهای دیاژنزی؛ (a) میکریتی‌شدن (Mi)، (b-g-h) زیست‌آشفتگی (Bu)، (c-i) کوارتز درجازا (Qr) و توسعة چرت (ch)، پیریتی‌شدن (Pr) (d)، فسفاتی‌شدن (Ph) (e) و توسعة هیدروکربن باقی‌مانده (Tr) (f). این فرایندهای دیاژنزی تأثیر مشخص و قابل تفسیری بر سیستم منافذ و خواص مخزنی نداشته‌اند.

Fig 5- Thin section and core photomicrographs from some diagenetic processes a) Micritization (Mi), b-g-h) Bioturbation (Bi); c) Authigenic Quartz (Qr); c) Opaque diagenetic pyrite (Pr); d) Phosphatization (Ph); f) Tar mat-plugged (Tr) i) chertification. These diagenetic processes have not had a clear and interpretable effect on the pore system and reservoir properties.

شکل 6- تصاویر مقاطع نازک از ویژگی‌های دولومیت‌های سازند عرب؛a ) دولومیت‌های حفظ‌کنندة فابریک (Pp)، b-c) دولومیت‌‌های تخریب‌کنندة فابریک (Fd)، d) دولومیتی‌شدن بخشی (Pd)، e-f) سیمان دولومیتی پرکنندة تخلخل (Dc)، g-h) دولومیت زین‌اسبی (Sd)، i) دولومیت‌زدایی (Dd).

Fig 6- Thin section photomicrographs from dolomitization in the Arab Formation. a) Fabric preserving dolomite (Fp); b-c) Fabric destructive dolomite (Fd); d) Partial dolomitization, e-f) Dolomite cement that occluding interparticle porosity (Dc); g-h) saddle dolomite cements (Sd); i) Dedolomitization (Dd).

کانی‌زایی تبخیری

تبخیری‌ها همراه با دولومیت‌های سازند عرب مشاهده شده‌اند و در مطالعات پیشین به اهمیت آنها اشاره شده است (Lindsay et al. 2006; Morad et al. 2012; Al-Awwad and Collins 2013; Marchionda et al. 2018). در سازند عرب تبخیری‌ها در دو گروه اولیة مرتبط با محیط نهشتی یا رسوب‌گذاری و حاصل تغلیظ شورابه‌ها و نیز ثانویه (دیاژنزی) در ارتباط با سیالات دیاژنزی و انحلال و بازنهشت تبخیری‌های اولیه طبقه‌بندی می‌شوند (Lindsay et al. 2006). انیدریت‌های اولیه عموماً به‌صورت لایه‌ای[30]، نودولار[31] (شکل 7-a-b-c-d) و بلورهای پراکنده در رخساره‌های مرتبط با بالای جزرومدی و بین جزرومدی مشاهده می‌شوند. انیدریت‌های ثانویه عمدتاً به‌صورت سیمان با بافت‌های پرکنندة منافذ[32] و پوکیلوتوپیک[33] در رخساره‌های دولومیتی مرتبط با محیط لاگون و شول مشاهده می‌شوند (شکل 7-e-f). عموماً سیمان‌های انیدریتی مرتبط با سیالات دیاژنزی در مواقعی که به‌صورت فراگیر سیستم منافذ را مسدود کرده‌اند، کیفیت دولومیت‌های سازند عرب را به میزان زیادی کاهش داده‌اند.

شکل 7- تصاویر مقاطع نازک میکروسکوپی و مغزه از چهار بافت انیدریتی شناسایی‌شده در بخش بالایی سازند عرب با سنگ‌شناسی دولومیتی- تبخیری. a-b) بافت لایه‌ای، c-d) بافت نودولار، e) انیدریت پرکنندة تخلخل، f) انیدریت پویکیلوتوپیک.

Fig 7- Thin section and core photomicrographs from for types of anhydrite textures in the Arab Formation. a-b) Bedded anhydrite, c-d) Nodular anhydrite, c) Pore-filling anhydrite, d) Poikilitopic anhydrite.

انحلال

انحلال مهم‌ترین فرایند در ایجاد و توسعة تخلخل در سازند عرب در میدان مطالعه‌شده است. انواع مختلفی از منافذ شامل بین دانه‌ای، درون‌دانه‌ای، بین بلوری، درون‌بلوری، قالبی، حفره‌ای، کانالی، شکستگی و ریزتخلخل براساس مطالعات پتروگرافی شناسایی شده است. فرایند انحلال با ایجاد تخلخل‌های بین بلوری، قالبی و حفره‌ای و نیز بزرگ‌ترکردن گلوگاهها در تخلخل‌های بین دانه‌ای بر سازند عرب تأثیر گذاشته است. با توجه به اهمیت سیستم منافذ در کنترل ویژگی‌های مخزنی، این پارامتر به‌صورت مجزا بررسی می‌شود.

سیمانی‌شدن

سیمان‌های کلسیتی نقش مهمی در مسدودکردن گلوگاههای تخلخل و کاهش کیفیت مخزنی در بخش پایینی سازند عرب داشته‌اند. سیمان کلسیتی پرکنندة تخلخل‌های بین بلوری دولومیت‌ها پراکندگی خیلی اندکی داشته است (شکل 8-a). سیمان‌های کلسیتی به سه صورت حاشیه‌ای هم‌ضخامت، دروزی، هم‌محور و پرکنندة تخلخل‌های بین دانه‌ای و بین بلوری، عمدتاً آهک‌های دانه غالب را تحت تأثیر قرار داده‌اند (شکل 8-b-c-d). سیمان حاشیه‌ای هم‌ضخامت بیشترین فراوانی را در مقایسه با سایر سیمان‌های کلسیتی دارد. این سیمان تخلخل را به میزان زیادی کاهش نمی‌دهد و با کاهش تأثیر تراکم به حفظ تخلخل طی تدفین منجر می‌شود.

تراکم

تراکم به هر دو صورت فیزیکی و شیمیایی در سازند عرب مشاهده می‌شود. تراکم فیزیکی عموماً در آهک‌ها و آهک‌های دولومیتی و درمقابل استیلولیت‌ها و انحلال فشاری و رشد بلورهای دولومیت در امتداد آنها، به دولومیت‌ها محدود است (شکل 8-e-f). تراکم فیزیکی در بعضی رخساره‌های دانه غالب گرینستونی، تخلخل‌های بین دانه‌ای را به میزان زیادی کاهش داده است.

شکستگی‌ها

شکستگی‌ها به‌صورت پراکنده در توالی سازند عرب گسترش دارند. این شکستگی‌ها به دو صورت باز و پرشده با سیمان‌های کلسیتی-دولومیتی و انیدریتی مشاهده می‌شوند (شکل 8-g-h-i). شکستگی‌های باز بیشتر به‌صورت ریزشکستگی هستند.

شکل 8- تصاویر مقاطع نازک میکروسکوپی از بعضی فرایندهای دیاژنزی؛ a) سیمان کلسیتی پرکنندة تخلخل بین بلوری (Cc)، b) سیمان کلسیتی هم‌ضخامت (Ic)، c) سیمان دروزی (Dc)، d) سیمان هم‌محور در اطراف قطعة اکینودرم (Sc)، e) تراکم فیزیکی در رخسارة گرینستون بایوکلاستی (Pc)، f) استیلولیت‌‌ها به‌مثابة یک فرایند رایج تراکم شیمیایی (St)، g) پرشدن یک شکستگی با سیمان کلسیتی و انیدریتی که در آن سیمان انیدریتی به رنگ بنفش و سیمان انیدریتی به رنگ سفید مشخص شده است (Ff) ، h) پرشدن شکستگی‌‌ها با سیمان انیدریتی (Ff)، i) شکستگی باز (Of).

Fig 8- Thin section photomicrographs from some diagenetic process a) calcite cement filled some intercrystalline porosity (Cc); b) Isopachous marine calcite cement (Ic); c) drusy calcite cement (Dc); d) syntaxial calcite cement around echinoderm debris (Sc) e) Mechanical compaction in bioclast grainstone (Pc); f) Stylolitization as a chemical compaction features (St); g) Filling of a fracture with calcite and anhydrite cement in which anhydrite cement is marked in purple and anhydrite cement is marked in white (Ff), h) fracture filling with anhydrite cement (Ff); i) open fracture (Of).

سکانس دیاژنزی

بازسازی سکانس دیاژنزی اطلاعات ارزشمندی دربارة رخداد فرایندهای دیاژنزی طی زمان، تحول و تغییرات تخلخل و ارتباط رخساره‌های رسوبی و دیاژنز فراهم می‌آورد. فرایندهای دیاژنزی شناسایی‌شده در آهک‌ها و دولومیت‌های سازند عرب در سه محیط دریایی، متئوریک و تدفینی رخ داده‌اند (شکل 9). دیاژنز دریایی با شواهدی از قبیل میکرایتی‌شدن، زیست‌آشفتگی، تشکیل سیمان‌های حاشیه‌ای هم‌ضخامت، تشکیل نودول‌ها و بلورهای پراکندة انیدریت در ارتباط با محیط‌های بالای جزرومدی و بین جرزومدی، و شکل‌گیری دولومیت‌های حفظ‌کنندة فابریک مشخص می‌شود. عموماً بیشتر سیمان‌های انیدریتی مرتبط با این مرحله از دیاژنز در رخساره‌های بالای جزرومدی و بین جزرومدی تأثیرگذار بوده‌اند. طی دیاژنز متئوریک و نفوذ سیالات، پایداری کانی‌شناسی، انحلال و تشکیل تخلخل‌های حفره‌ای و قالبی و درون‌بلوری همراه با تشکیل سیمان‌های دروزی و هم‌محور، دولومیت‌زدایی و توسعة سیمان‌های دولومیتی رخ داده است. درنهایت نئومورفیسم دولومیت‌ها، تشکیل دولومیت‌های تخریب‌کنندة فابریک، سیمان‌های انیدریتی، تشکیل کوارتز و چرتی‌شدن، پیریتی‌شدن و تشکیل فسفات طی دیاژنز تدفینی اولیه شکل گرفته‌اند؛ درمقابل توسعة استیلولیت‌ها، شکستگی‌ها و تشکیل دولومیت‌های زین‌اسبی در ارتباط با محیط تدفینی عمیق‌تر رخ داده است.

شکل 9- سکانس دیاژنزی سازند عرب در میدان مطالعه‌شده. فرایندها براساس نتایج توصیف مغزه‌ها و مطالعات پتروگرافی در سه محیط دریایی، متئوریک و تدفینی تفسیر شده است.

Fig 9- Paragenetic sequence of the Arab Formation. Diagenetic events occurred in marine, meteoric and burial realms with their effects on porosity have been shown.

سیستم منافذ

مخازن کربناته به دلیل نوع و هندسة منافذ در مقایسه با آواری‌ها ناهمگن هستند. این پیچیدگی در سیستم منافذ از تنوع رخساره‌ای و تأثیر فرایندهای دیاژنزی ناشی می‌شود (Skalinski and Kenter 2015). مطالعة سیستم منافذ براساس مطالعات پتروگرافی و توصیف مغزه‌ها به شناسایی انواع منافذ شامل بین بلوری، بین دانه‌ای، درون‌دانه‌ای، قالبی، حفره‌ای، کانالی، درون‌بلوری، ریزشکستگی‌ها و ریزتخلخل منجر شد (شکل 10). منافذ بین دانه‌ای، بین بلوری، قالبی، حفره‌ای و ریزتخلخل، منافذ رایج‌تر در نظر گرفته می‌شوند. این منافذ ازنظر منشأ در دو گروه منافذ رسوبی و دیاژنزی طبقه‌بندی می‌شوند. تخلخل‌های بین دانه‌ای و ریزتخلخل‌ها، منافذ رسوبی و اولیه، و درمقابل انواع بین بلوری، حفره‌ای و قالبی، منافذ دیاژنزی محسوب می‌شوند. فراوانی انواع منافذ در شکل 11 نشان داده شده است. نتایج نشان می‌دهد تخلخل‌های بین بلوری و بین دانه‌ای، تخلخل‌های غالب محسوب می‌شوند که نقش اصلی را در تولید هیدروکربن دارند؛ درمقابل ریزتخلخل‌ها به دلیل توسعة ناچیز رخساره‌های گل غالب فراوانی اندکی دارند.

شکل 10- تصاویر مقاطع نازک میکروسکوپی از انواع تخلخل و سیستم منافذ در سازند عرب؛ a) ریزتخلخل (Mi)، c-b) تخلخل بین دانه‌ای (Ip)، d) بین بلوری (Ic)، e) قالبی (Mo)، f) حفره‌ای (Vg)، g) کانالی (Ch)، n) کانالی، h) درون‌بلوری (It)، i) شکستگی (Fr).

Fig 10- Thin section photomicrographs from various identified pore types within the Arab Formation. a) microporosity (Mi), b-c) Interparticle (Ip), d) Intercrystalline (Ic), e) Moldic (Mo), f) Vuggy (Vg), g) Channel (Ch), h) intracrystalline (It), i) fracture.

شکل 11- فراوانی انواع منافذ نشان می‌دهد تخلخل‌های بین دانه‌ای و بین بلوری بیشترین فراوانی را در سازند عرب دارند؛ درمقابل ریزتخلخل‌ها کمترین فراوانی را دارند.

Fig 11- The frequency of pores indicates that intergranular and intercrystalline porosities show the highest frequency in the Arabian Formation. In contrast, microporosity is the rare.

چینه‌نگاری سکانسی

تعیین سکانس‌های سازند عرب با شناسایی سطوح کلیدی مرزهای سکانسی و سطوح حداکثر غرقابی و با استفاده از تلفیق نتایج مطالعات پتروگرافی و دیاژنزی و نیز نمودارهای پتروفیزیکی صورت گرفته است؛ بر این اساس چهار سکانس رده سوم کم‌عمق‌شونده به سمت بالا شناسایی شد. تبخیری‌های بین لایه‌ای سازند عرب نقشی مهم در شناسایی و تمایز سکانس‌ها دارند (Sharland et al. 2001; Al-Husseini 1997; Daraei et al. 2014)؛ به بیان دیگر تبخیری‌های محدودکنندة زون‌های مخزنی به‌صورت رسوبات انتهای سیستم تراکت HST در نظر گرفته شده‌اند. سیستم تراکت پیش‌روندة هر سکانس عموماً با رخساره‌های شول یا لاگون در قاعده آغاز و در انتها به رخساره‌های بالای جزرومدی با سنگ‌شناسی تبخیری محدود می‌شود. در زیر به‌صورت خلاصه هر کدام از سکانس‌های رده سوم شناسایی‌شده (ADS[34]) توصیف می‌شود.

سکانس 1: (ADS-1):

این سکانس با حدود 100 متر ضخامت، بیشترین ضخامت را در سازند عرب دارد و منطبق بر عضو D سازند عرب است. قاعدة این سکانس منطبق بر رأس سازند دارب است که در زیر سازند عرب قرار گرفته است. ازنظر سنگ‌شناسی از آهک، آهک دولومیتی- دولومیت و انیدریت تشکیل شده است. در دولومیت‌های زیر مرز سکانسی محدودکنندة این سکانس، شواهدی از تأثیر دیاژنز متئوریک و انحلال‌های وابسته به آن وجود دارد. عموماً تخلخل‌های حفره‌ای و قالبی عمده‌ای در این ارتباط در تمام چاهها شناسایی می‌شود (شکل 12). رسوبات سیستم تراکت پیش‌رونده (TST) به رخساره‌های دریای باز کم‌عمق با فراوانی اسپیکول اسفنج و خرده‌های اکینودرم محدود است که در قاعدة سازند عرب توسعه دارند. سطح کلیدی MFS-1 منطبق بر سطح کلیدی J-70 در صفحة عربی است (Sharland et al. 2001).

سکانس 2: (ADS-2):

این سکانس با ضخامت حدود 22 متر ازنظر سنگ‌شناسی از دولومیت و انیدریت تشکیل شده و بر عضو C سازند عرب منطبق است. رسوبات سیستم تراکت پیش‌رونده بر بخشی از رسوبات دانه غالب نهشته‌شده در زیرمحیط شول منطبق است. رسوبات بخش ابتدایی سیستم تراکت فرازین (HST) عموماً رسوبات لاگونی و پهنة بین جزرومدی است. رسوبات انتهایی این سیستم تراکت با تبخیری‌های ضخیم‌لایه است. سطح کلیدی MFS-2 منطبق بر سطح کلیدی J-80 در صفحة عربی است (Sharland et al. 2001).

سکانس 3: (ADS-3):

این سکانس با ضخامت کمتر از 10 متر، نازک‌ترین سکانس سازند عرب محسوب می‌شود. ازنظر سنگ‌شناسی این سکانس از دولومیت و انیدریت تشکیل شده و بر عضو B منطبق است. مشابه رسوبات پیشین، سطح MFS در درون رسوبات دانه غالب شول قرار داده شده است. سطح کلیدی MFS-3 منطبق بر سطح کلیدی J-90 در صفحة عربی است (Sharland et al. 2001).

سکانس 4: (ADS-4):

این سکانس بیشترین سکانس سازند عرب را تشکیل می‌دهد و مشابه با سکانس‌های 2 و 3 از دولومیت و انیدریت تشکیل شده است. این سکانس منطبق با عضو A سازند عرب است. رخساره‌های انتهایی سیستم تراکت تراز بالای (HST) این سکانس در قاعدة انیدریت هیث قرار می‌گیرد. سطح کلیدی MFS-4 بر سطح کلیدی J-100 در صفحة عربی منطبق است (Sharland et al. 2001).

در این مطالعه به‌صورت کلی در بین چهار سکانس رده سوم شناسایی‌شده، عموماً رسوبات سیستم تراکت TST نازک هستند. نازک‌بودن رسوبات سیستم تراکت TST و درمقابل ضخیم‌بودن رسوبات HST با محیط کم‌عمق نهشت این رسوبات عمدتاً در محیط رمپ داخلی انطباق و همخوانی دارد. در ارتباط با سکانس‌های سازند عرب مشاهده می‌شود که عموماً مرز سکانسی با یک لایة انیدریتی ضخیم‌لایه منطبق است. در ارتباط با ویژگی دولومیت‌ها در نزدیک مرزهای سکانسی مشاهده می‌شود که دولومیت‌ها عموماً ریزبلورتر هستند و در بسیاری نمونه‌ها فابریک حفظ‌کنندة فابریک نشان می‌دهند؛ درمقابل دولومیت‌های درشت‌بلور و تخریب‌کنندة فابریک عموماً در فاصلة دورتر از مرز سکانسی مشاهده می‌شوند. لاگ رسوب‌شناسی که در آن نتایج تفاسیر رخساره‌ای- دیاژنزی مشخص شده، همراه با چهار سکانس ناحیه‌ای در چاه کلیدی A در شکل 12 ارائه شده است.

شکل 12- تصاویر مغزه و مقاطع نازک از توسعة انحلال‌های گسترده در زیر مرز سکانسی ADS-1 که با توسعة تخلخل‌های قالبی و حفره‌ای گسترده‌ای مشاهده می‌شود.

Fig 12- Core and thin section photomicrographs from the development of extensive dissolutions and high vuggy and moldic porosity below the ADS-1 sequence boundary.

شکل 13- توزیع ویژگی‌های رخساره‌ای- دیاژنزی و خواص پتروفیزیکی سازند عرب در چهارچوب چینه‌نگاری سکانسی چاه کلیدی A نشان داده شده است. سکانس‌ها بر زون‌های ناحیه‌ای عرب (A-B-C-D) منطبق‌اند. سکانس 1 بیشترین ضخامت را نشان می‌دهد.

Fig 13- Distribution of facies/diagenesis characteristics, and petrophysical characteristics in the sequence stratigraphic framework key well A has been shown. The sequences are correlatable with regional reservoir zones (A-B-C-D).

کیفیت مخزنی و زون‌بندی مخزن

عموماً پس از مطالعات دقیق رخساره‌ای و دیاژنزی، به‌منظور بررسی تأثیر این پارامترها بر ویژگی‌های مخزنی، از پلات‌های تخلخل دربرابر تراوایی استفاده می‌شود. داده‌های تخلخل- تراوایی دردسترس از دو چاه کلیدی دارای مغزه در شکل 14-a نشان داده شده است؛ عموماً اولین پارامتر مهم کنترل‌کنندة سنگ‌شناسی است که اطلاعات ارزشمندی را در ارتباط با ویژگی‌های مخزنی فراهم می‌آورد. با توجه به دردسترس بودن چگالی دانه[35] و توصیف پتروگرافی مقاطع نازک که تمام آنها با آلیزارین قرمز رنگ‌آمیزی شده و با چسب اپوکسی آبی‌رنگ تحت تزریق قرار گرفته‌اند، تعیین سنگ‌شناسی نمونه‌ها با دقت زیادی صورت گرفته است. در نخستین مرحله، توزیع تخلخل- تراوایی در ارتباط با سنگ‌شناسی‌های مختلف نشان داده شده است (شکل 14-b). نتایج نشان می‌دهد آهک‌ها در مقایسه با دولومیت‌ها عموماً تخلخل- تراوایی بیشتری دارند؛ درمقابل دولومیت‌ها به دلیل تأثیر فرایندهای دیاژنزی، ناهمگنی زیادی در توزیع تخلخل- تراوایی نشان می‌دهند؛ به بیان دیگر روند توزیع تخلخل- تراوایی در دولومیت‌ها متأثر از فرایندهای دیاژنزی متنوع است. کمترین میزان تخلخل- تراوایی در انیدریت‌ها مشاهده می‌شود که تقریباً متراکم‌اند.

یکی از پارامترهای رسوبی اولیة کنترل‌کنندة کیفیت مخزنی در سازند عرب، بافت رسوبی است. توزیع تخلخل- تراوایی مغزه در انواع بافت‌های رسوبی نشان داده شده است (شکل 15-a). در این ارتباط عموماً رخساره‌های دانه غالب گرینستونی- پکستونی در مقایسه با وکستون و مادستون‌های گل غالب مقادیر تخلخل- تراوایی بیشتری را نشان می‌دهند. در سازند عرب در میدان مطالعه‌شده به دلیل توسعة دولومیتی‌شدن، در مواقعی بافت رسوبی اولیه قابل تشخیص نیست که در این حالت نمونه به‌صورت بلورین[36] در نظر گرفته شده است. در دولومیت‌های بلورین به دلیل تأثیر زیاد فرایندهای انحلال، سیمانی‌شدن و گسترش تبخیری‌ها، توزیع تخلخل- تراوایی تغییرات زیادی را نشان می‌دهد و از مقادیر کیفیت مخزنی کم تا زیاد را شامل می‌شود. پارامتر مهم رسوبی دیگر کنترل‌کنندة کیفیت مخزنی، محیط رسوبی است (شکل 15-b). در محیط‌های رسوبی مختلف شامل پهنة جزرومدی، لاگون، شول و بخش کم‌عمق دریای باز نیز رخساره‌های زیرمحیط شول به دلیل توسعة گرینستون‌ها مقادیر تخلخل- تراوایی بیشتری دارند. در ارتباط با تأثیر سیستم منافذ در انواع رخساره‌های مخزنی سازند عرب (شکل 15-c)، مشاهده می‌شود تخلخل‌های بین دانه‌ای در مقایسه با انواع بین بلوری تا حدودی کیفیت مخزنی بیشتری دارند. تخلخل‌های قالبی با وجود تخلخل زیاد به دلیل عدم ارتباط مناسب سیستم منافذ، مقادیر تراوایی کمی دارند.

دولومیتی‌شدن به‌مثابة مهم‌ترین فرایند دیاژنزی تأثیرگذار بر توالی کربناته- تبخیری سازند عرب، تأثیر عمده‌ای بر سیستم منافذ و کیفیت مخزنی اعمال کرده است. در این ارتباط دولومیت‌های حفظ‌کننده و تخریب‌کنندة فابریک قابل شناسایی‌اند. توزیع تخلخل- تراوایی در انواع دولومیت‌ها نشان داده شده است (شکل 15-d). در دولومیت‌های حفظ‌کنندة فابریک سیستم منافذ به‌صورت بین دانه‌ای و درمقابل دولومیت‌های تخریب‌کنندة فابریک با تخلخل بین بلوری مشخص می‌شوند؛ به طور کلی دولومیت‌های حفظ‌کنندة فابریک در مقایسه با دولومیت‌های تخریب‌کنندة فابریک به دلیل توسعة کمتر فرایندهای دیاژنزی مخرب از قبیل کانی‌زایی تبخیری و سیمانی‌شدن، کیفیت مخزنی و تخلخل- تراوایی بیشتری دارند.

شکل 14- داده‌های تخلخل- تراوایی دردسترس از سازند عرب در دو چاه کلیدی Aو B نشان داده شده است. توزیع داده‌های تخلخل- تراوایی مغزه در انواع مختلف سنگ‌شناسی. عموماً دولومیت‌ها پراکندگی زیادی در ارتباط با تأثیر فرایندهای دیاژنزی نشان می‌دهند.

Fig 14- Available core porosity-permeability data from the Arab Formation in two keys well A and B are shown. Distribution of poroperm data in different types of lithology shows that dolomites generally show a large variation due to the influence of diagenetic processes.

شکل 15- توزیع تخلخل- تراوایی براساس تغییرات بافت، محیط رسوبی، سیستم منافذ و انواع دولومیت‌ها در سازند عرب نشان داده شده است. a) عموماً رخساره‌های دانه غالب (گرینستون- پکستون) در مقایسه با رخساره‌های گل غالب (مادستون- وکستون) کیفیت مخزنی بیشتری را نشان می‌دهند؛ b) توزیع تخلخل- تراوایی در رخساره‌های مرتبط با زیرمحیط شول کیفیت مخزنی بیشتری دارد؛ c) تغییرات تخلخل- تراوایی در انوع سیستم منافذ نشان می‌دهد رخساره‌های با تخلخل‌های بین دانه‌ای غالب، کیفیت مخزنی بیشتری دارند؛ d) دولومیت‌های حفظ‌کنندة فابریک به دلیل وجود تخلخل‌های بین دانه‌ای در مقایسه با دولومیت‌های تخریب‌کنندة فابریک با سیستم منافذ بین بلوری کیفیت مخزنی بیشتری دارند.

Fig 15- The permeability porosity distribution based on variation in texture, sedimentary environment, pore system and types of dolomites in the Arab Formation a) Grain dominant facies (grainstone and packstone) generally show higher reservoir quality compared to mud dominant facies (mudstone-wackestone). b) Porosity-permeability distributions in facies related to shoal sub-environment have higher reservoir quality. c) Porosity-permeability changes in the type of pore system indicate that facies with dominant intergranular porosity have a higher reservoir quality. d) Fabric preserving dolomites have a higher reservoir quality due to the presence of intergranular porosity compared to fabric destructive dolomites with intercrystalline pore system.

فرایندهای دیاژنزی دولومیتی‌شدن، کانی‌زایی تبخیری و انحلال از پارامترهای کنترل‌کنندة مهم در توزیع تخلخل- تراوایی سازند عرب محسوب می‌شوند. طبقه‌بندی نمونه‌ها براساس این پارامترهای دیاژنزی به دلیل تأثیر همزمان فرایندها در مخزن دشوار و پیچیده است؛ با وجود این تأثیر فرایندهای دیاژنزی بر کیفیت مخزنی به‌صورت شماتیک در بعضی نمونه‌های انتخابی نشان داده شده است. در دولومیت‌های تخریب‌کنندة فابریک، با افزایش اندازة بلورهای دولومیت، مقادیر تراوایی افزایش می‌یابد (شکل 16-a). دولومیتی‌شدن بخشی و دولومیتی‌شدن بیش از حد به‌مثابة سیمان‌های دولومیتی، سبب مسدودکردن گلوگاههای تخلخل و کاهش کیفیت مخزنی شده‌اند (شکل 16-b). کانی‌زایی تبخیری یک پارامتر مهم کنترل‌کنندة کیفیت مخزنی رخساره‌های دولومیتی بوده است. به طور کلی فراوانی مقادیر انیدریت در نمونه‌ها با فابریک یکنواخت[37] و پراکنده[38]، تأثیر متفاوتی بر کیفیت مخزنی اعمال کرده است (شکل 16-c). توزیع یکنواخت با فابریک پرکننده، گلوگاههای تخلخل را به میزان زیادی مسدود کرده است؛ درمقابل انیدریت‌های با فابریک پویکیلوتوپیک و توزیع غیریکنواخت کیفیت مخزنی را کاهش نداده‌اند. به طور کلی دولومیت‌‌های با مقادیر انیدریت فراوان، بیشتر فابریک یکنواخت و درمقابل دولومیت‌های با مقادیر جزئی انیدریت، فابریک غیریکنواخت را نشان می‌دهند. یکی از پارامترهای مهم تأثیرگذار وارونه‌شدن تخلخل[39] در رخساره‌های گرینستونی است که در مطالعات پیشین در توالی‌های کربناته- تبخیری پرموتریاس و ژوراسیک بالایی خلیج فارس به اهمیت آن اشاره شده است (Ehrenberg et al. 2008). طی این فرایند متأثر از فرایند انحلال و سیمانی‌شدن، تخلخل‌های بین دانه‌ای به قالبی تبدیل می‌شود (شکل 16-d). از دیدگاه تأثیر فرایندهای دیاژنزی بر ویژگی‌های مخزنی و سیستم منافذ، آنها در دو گروه فرایندهای با تأثیر مثبت شامل انحلال، دولومیتی‌شدن و شکستگی، و فرایندهای با تأثیر منفی شامل سیمانی‌شدن، کانی‌زایی تبخیری، دولومیتی‌شدن بیش از حد و تراکم طبقه‌بندی می‌شوند.

زون‌بندی کارآمد این است که امکان انطباق در تمام چاهها میسر باشد. نمودارهای پتروفیزیکی، منبع اصلی اطلاعات زیرسطحی و ارزیابی مخازن هیدروکربنی‌اند. نمودارهای چاه‌پیمایی معمولاً در بیشتر چاههای حفاری‌شده در یک میدان دردسترس هستند. این داده‌ها به‌صورت غیرمستقیم اطلاعات ارزشمندی را درزمینة خصوصیات سنگ و سیال فراهم می‌کنند (Tiab and Donaldson 2015). نمودارهای پتروفیزیکی، داده‌های اصلی استفاده‌شده در زون‌بندی مخزن هستند. در مخازنی که لایه‌های تبخیری به‌صورت بین لایه‌ای با کربنات‌ها توسعه دارند (مانند توالی پرموتریاس و ژوراسیک بالایی در خلیج فارس و نواحی مجاور)، زون‌بندی مخزن و شناسایی سطوح کلیدی به‌آسانی امکان‌پذیر است.

ازنظر سنگ‌شناسی و براساس توزیع آهک‌ها و دولومیت‌ها، سازند عرب در میدان مطالعه‌شده به دو بخش بالایی و پایینی تقسیم شده است. بخش بالایی با سنگ‌شناسی دولومیت و انیدریت و درمقابل بخش پایینی با سنگ‌شناسی آهک، آهک دولومیتی و دولومیت مشخص می‌شود. به‌صورت ناحیه‌ای و در عموم میادین خلیج فارس و نواحی مجاور، مرسوم است که این سازند براساس توزیع لایه‌های تبخیری و کربنات‌ها به چهار زون اصلی (A-B-C-D) تفکیک شود (Cantrell et al. 2001, 2004; Morad et al. 2019). هر زون مخزنی در بخش بالایی با یک لایة انیدریتی محدود می‌شود. زون مخزنی A عموماً با تبخیری ضخیم‌لایة انیدریت هیث پوشیده می‌شود. در میدان مطالعه‌شده هم این سازند به چهار زون اصلی تقسیم می‌شود. زون D سازند ضخیم‌ترین واحد محسوب می‌شود که تنوع سنگ‌شناسی زیادی از دولومیت، انیدریت، آهک دولومیتی و آهک دارد؛ درمقابل زون‌های A-B-C هر کدام از دولومیت و بین لایه‌های انیدریتی تشکیل شده‌اند. زون‌بندی سازند عرب در چاه کلیدی A همراه با تصاویر مغزه در شکل 17 نشان داده شده است. با توجه به ماهیت لایه‌کیکی این سازند در میدان مطالعه‌شده، نمودارهای پتروفیزیکی مرسوم GR-DT-RHOB در کنار تفسیر سنگ‌شناسی براساس نمودارهای گرافیکی چاه نشان می‌دهد به‌راحتی انطباق زون‌های مختلف امکان‌پذیر است (شکل 18)

شکل 16- تأثیر فرایندهای دیاژنزی بر توالی کربناته- تبخیری عرب. a) تأثیر اندازة بلورهای دولومیت؛ b) دولومیتی‌شدن بخشی و سیمان دولومیتی؛ c) کانی‌زایی تبخیری؛ d) وارونه‌شدن نوع تخلخل و تبدیل تخلخل بین دانه‌ای به قالبی.

Fig 16- The impact of diagenetic processes on carbonate-evaporation sequence of the Arab Formation has been shown schematically. a) The effect of dolomite crystal size, b) Partial dolomitization and dolomitic cement, c) Evaporative mineralization, d) Inversion of porosity type and changing interparticle porosity to moldic.

شکل 17- زون‌بندی سنگ‌شناسی و ناحیه‌ای سازند عرب در چاه کلیدی A در میدان مدنظر نشان داده شده است. بعضی تصاویر مغزه‌ها برای درک بهتر ماهیت لایه‌کیکی مخزن نشان داده شده است.

Fig 17- The lithological base and regional zonation of the Arab Formation in key well A in the study field is shown. Some representative core photomicrographs are shown to better understand the nature of the layer cake layers of zones.

شکل 18- انطباق زون‌های ناحیه‌ای سازند عرب با نمودارهای پتروفیزیکی مرسوم نشان داده شده است. به دلیل ماهیت لایه‌کیکی مخزن به‌آسانی می‌توان با نمودارهای گاما، چگالی و صوتی، انطباق زون‌های مختلف را ایجاد کرد. موقعیت چاهها در شکل 1 نشان داده شده است.

Fig 18- Correlation of four regional zones of the Arab Formation by using of conventional petrophysical logs. Regarding the layer cake nature of the Formation, petrophysical logs (GR-DT-RHOB) can be used for correlation between the zones in the studied field.

نتیجه

به‌منظور سرشت‌نمایی مخزنی سازند عرب در یکی از میادین نفتی خلیج فارس، تلفیق اطلاعات زمین‌شناسی و پتروفیزیکی به نتایج زیر منجر شد:

سازند عرب به‌مثابة یک توالی کربناته- تبخیری کلاسیک، در یک محیط رمپ کربناتة هم‌شیب و در بخش‌های داخلی آن نهشته شده است. مطالعات رخساره‌ای به شناسایی ده رخساره در زیرمحیط‌های پهنة جزرومدی، لاگون، شول و بخش کم‌عمق دریای باز منجر شد.
فرایندهای دیاژنزی میکرایتی‌شدن، زیست‌آشفتگی، تبلور مجدد، کانی‌زایی تبخیری، دولومیتی‌شدن و دولومیت‌زدایی، سیمانی‌شدن (انیدریت، دولومیت، کلسیت)، انحلال، سیلیسی‌شدن، فسفاتی‌شدن، پیریتی‌شدن و شکستگی کربنات‌های سازند عرب را پس از نهشته‌شدن تحت تأثیر قرار داده است. فرایندهای دولومیتی‌شدن و کانی‌زایی تبخیری در ارتباط با آن، با گستردگی زیاد در مخزن تأثیر زیادی بر ویژگی‌های مخزنی اعمال کرده‌اند. دولومیتی بیش از حد در بعضی نمونه‌ها سیستم منافذ و گلوگاههای تخلخل را به‌صورت کامل مسدود کرده است.
بررسی سیستم منافذ براساس پتروگرافی مقاطع نازک و توصیف مغزه‌ها به شناسایی تخلخل‌های بین بلوری، بین دانه‌ای، درون‌دانه‌ای، قالبی، حفره‌ای، کانالی، درون‌بلوری، ریزشکستگی‌ها و ریزتخلخل منجر شد. این منافذ براساس ماهیت پتروفیزیکی در چهار گروه عمده شامل ریزتخلخل، بین دانه‌ای، حفره‌ای مرتبط و حفره‌ای غیرمرتبط طبقه‌بندی شد. بررسی فراوانی منافذ نشان داد گروه بین دانه‌ای شامل تخلخل‌های بین بلوری و بین دانه‌ای، با حدود 71 درصد بیشترین گستردگی را در مخزن دارد. ریزتخلخل‌ها نیز با توجه به توسعة اندک رخساره‌های گل غالب، فراوانی ناچیز 5درصدی دارند.
از دیدگاه چینه‌نگاری سکانسی، مخزن عرب به چهار سکانس رده سوم منطبق بر هر کدام از زون‌های ناحیه‌ای (A-B-C-D) تقسیم می‌شود. عموماً مرز بالایی هر سکانس بر انیدریت‌های ضخیم‌لایة هر زون مخزنی منطبق است. با توجه به ماهیت لایه‌کیکی سازند عرب، امکان انطباق زون‌های مختلف با نمودارهای پتروفیزیکی به‌آسانی فراهم است.
به‌منظور بررسی کیفیت مخزنی از تلفیق نتایج مطالعات رسوبی و دیاژنزی استفاده شد. به طور کلی رخساره‌های دانه غالب خواص مخزنی بهتری نشان می‌دهند؛ اما فرایندهای دیاژنزی تا حدودی ناهمگنی ایجاد کرده است. دولومیتی‌شدن می‌تواند به‌مثابة یک فرایند با تأثیر مثبت و منفی در نظر گرفته شود. عموماً در دولومیتی‌شدن حفظ‌کنندة فابریک و دولومیت‌های با اندازة درشت بلورهای دولومیت که ماهیت دانه‌شکری دارند، کیفیت مخزنی زیاد است؛ درمقابل دولومیتی‌شدن بیش از حد و دولومیتی‌شدن بخشی به دلیل مسدودکردن گلوگاههای تخلخل، کیفیت مخزنی را کاهش داده‌اند. تخلخل‌های بین دانه‌ای و بین بلوری به دلیل ماهیت پتروفیزیکی رابطة تقریباً مستقیم تخلخل- تراوایی دارند؛ درمقابل تخلخل‌های قالبی با وجود تخلخل زیاد، به دلیل غیرمرتبط بودن گلوگاههای تخلخل، تراوایی کمی دارند.

[1] Rock Physic

[2] Layer Cake

[3] Trough

[4] High

[5] Qatar-Fars Arch

[6] Diyab-Darb

[7] Tuwaiq-Hanifa

[8] Sargelu-Najmeh

[9] Arab

^[10] Hith-Gotnia

[11] Alizarin-Red Staining

[12] Blue-Dyed Epoxy

[13] Toluene and Methanol

[14] Porosimeter

[15] Boyle's law

[16] Permeameter

[17] Darcy's law

[18] Klinkenberg correction

[19] Sequence boundary (SB)

[20] Maximum flooding surface (MFS)

[21] Transgressive system tract (TST)

[22] Highstand system tract (HST)

[23] Leeward Shoal

[24] Central shoal

[25] Seaward shoal

^[26] Fabric Preserving Dolomites

^[27] Fabric Destructive Dolomites

^[28] Partial dolomitization

^[29] Completed dolomitization

[30] Bedded

[31] Nodular

[32] Pore Filling anhydrite

[33] Poikilitopic

[34] Arab Depositional Sequences (ADS)

[35] Grain Density (RHOG)

[36] Crystalline

[37] Even distribution

[38] Patchy distribution

[39] Porosity inversion

References

Ahr W. 2008. Geology of carbonate reservoirs: the identification, description and characterization of hydrocarbon reservoirs in carbonate rocks. Wiley, New York. 296 p.

Al-Awwad S. F. and Collins L. B. 2013. Arabian carbonate reservoirs: A depositional model of the Arab-D reservoir in Khurais field, Saudi Arabia. AAPG Bulletin. 97(7): 1099-1119.

Al-Fares A.A. Bouman M. and Jeans P 1998. A new look at the Middle to Lower Cretaceous stratigraphy, offshore Kuwait. Geo-Arabia. 3:543-560.

Al-Husseini M.I. 1997. Jurassic sequence stratigraphy of the western and southern Arabian Gulf. Geo-Arabia. 2: 361-382.

Al-Husseini M. 2009. Update to Late Triassic–Jurassic stratigraphy of Saudi Arabia for the Middle East geologic time scale. GeoArabia. 14(2): 145-186.

Alqattan M. A. and Budd D. A. 2017. Dolomite and dolomitization of the Permian Khuff-C reservoir in Ghawar field, Saudi Arabia. AAPG Bulletin. 101(10): 1715-1745.

Al‐Saad H. and Sadooni F. N. 2001. A new depositional model and sequence stratigraphic interpretation for the Upper Jurassic Arab “D” reservoir in Qatar. Journal of Petroleum Geology. 24(3): 243-264.

Al Silwa M. S. Kirkham A. Simmons M. D. and Twombley B. N. 1996. New insights into regional correlation and sedimentology, Arab Formation (Upper Jurassic), offshore Abu Dhabi. GeoArabia. 1(1): 6-27.

Al-Awwad S. F. and Pomar L. 2015. Origin of the rudstone–floatstone beds in the Upper Jurassic Arab-D reservoir, Khurais Complex, Saudi Arabia. Marine and Petroleum Geology. 67: 743-768.

Assadi A. Honarmand J. Moallemi S. A. and Abdollahie-Fard I. 2016. Depositional environments and sequence stratigraphy of the Sarvak Formation in an oil field in the Abadan Plain, SW Iran. Facies. 62(4): 1-22.

Assadi A. Rahimpour‐Bonab H. and Kadkhodaie‐Ilkhchi R. 2018. Integrated rock typing of the grainstone facies in a sequence framework: a case from the Jurassic Arab formation in the Persian Gulf. Acta Geologica Sinica‐English Edition. 92(4): 1432-1450.

Borgomano J. Lanteaume C. Leonide P. Fournier F. Montaggioni L. F. and Masse J. P. 2020. Quantitative carbonate sequence stratigraphy: Insights from stratigraphic forward models. AAPG Bulletin. 104(5): 1115-1142.

Cantrell D. L. and Hagerty R. M. 1999. Microporosity in Arab Formation carbonates, Saudi Arabia. GeoArabia. 4(2): 129-154.

Cantrell D. Swart P. and Hagerty R. 2004. Genesis and characterization of dolomite, Arab-D reservoir, Ghawar field, Saudi Arabia. Geo-Arabia. 9:11-36.

Cantrell D.L. Swart P.K. Handford R.C. Kendall C.G. and Westphal H. 2001. Geology and production significance of dolomite, Arab-D reservoir, Ghawar field, Saudi Arabia. Geo-Arabia. 6:45-60

Catuneanu O. Galloway W. E. Kendall C. G. S. C. Miall A. D. Posamentier H. W. Strasser A. and Tucker M. E. 2011. Sequence stratigraphy: methodology and nomenclature. Newsletters on stratigraphy. 44(3): 173-245.

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.

Daraei M. Rahimpour-Bonab H. and Fathi N. 2014. Factors shaping reservoir architecture in the Jurassic Arab carbonates: A case from the Persian Gulf. Journal of Petroleum Science and Engineering. 122:187-207.

Dickson J. A. D. 1965. A modified staining technique for carbonates in thin section. Nature. 205: 587.

Dunham R.J. 1962. Classification of carbonate rocks according to their depositional texture classification of carbonate rocks. AAPG. 1, 108-121.

Ehrenberg S. N. Aqrawi A. A. and Nadeau P. H. 2008. An overview of reservoir quality in producing Cretaceous strata of the Middle East. Petroleum Geoscience. 14(4): 307-318.

El Sharawy M. S. and Gaafar G. R. 2016. Reservoir zonation based on statistical analyses: A case study of the Nubian sandstone, Gulf of Suez, Egypt. Journal of African Earth Sciences. 124: 199-210.

Enayati–Bidgoli A. H. and Rahimpour–Bonab H. 2016. A geological based reservoir zonation scheme in a sequence stratigraphic framework: A case study from the Permo–Triassic gas reservoirs, Offshore Iran. Marine and Petroleum Geology. 73: 36-58.

Eltom H. Abdullatif O. Makkawi M. and Yasin M. 2013. Integration of spectral gamma-ray and geochemical analyses for the characterization of the Upper Jurassic Arab-D carbonate reservoir: outcrop analogue approach, central Saudi Arabia. Petroleum Geoscience. 19(4): 399-415.

Ezati-Asl M. Faghih A. Mukherjee S. and Soleimany B. 2019. Style and timing of salt movement in the Persian Gulf basin, offshore Iran: Insights from halokinetic sequences adjacent to the Tonb-e-Bozorg salt diapir. Journal of Structural Geology. 122: 116-132.

Flügel F. 2010. Microfacies of carbonate rocks, analysis interpretation and application (2nd edition). Springer, New York. 976 p.

Grötsch J. Suwaina O. Ajlani G. Taher A. El-Khassawneh R. Lokier S. ... and Dorp J. V. 2003. The Arab Formation in central Abu Dhabi: 3-D reservoir architecture and static and dynamic modeling. GeoArabia. 8(1): 47-86.

Hollis C. Lawrence D. A. de Periere M. D. and Al Darmaki F. 2017. Controls on porosity preservation within a Jurassic oolitic reservoir complex, UAE. Marine and Petroleum Geology. 88: 888-906.