Diagenetic facies determination and reservoir quality evaluation of the Gadvan Formation sandstones of some wells in the western fields of Abadan Plain

Ramezani, Fatemeh; Hosseini-Barzi, Mahboubeh; Honarmand, Javad; Sadeghi, Abbas

doi:10.22108/jssr.2021.128880.1208

Diagenetic facies determination and reservoir quality evaluation of the Gadvan Formation sandstones of some wells in the western fields of Abadan Plain

Document Type : Research Paper

Authors

¹ Ph.D. Student of Sedimentology and Sedimentary Rocks, Department of Basins and Petroleum, Faculty of Earth Sciences, Shahid Beheshti University, Tehran, Iran

² Associate Professor, Department of Basins and Petroleum, faculty of Earth Sciences, Shahid Beheshti University, Tehran, Iran

³ Assistant Professor, Geosciences Research Division, upstream research center, Research Institute of Petroleum Industry- Tehran- Iran

⁴ Professor, Department of Basins and Petroleum, Faculty of Earth Sciences, Shahid Beheshti University, Tehran, Iran

10.22108/jssr.2021.128880.1208

Abstract

Abstract
The sandstones of Gadvan Formation (Barremian–Aptian) in the Abadan Plain show a wide range of porosity and permeability due to their complex diagenetic history. Therefore, their petrography was investigated by polarizing and scanning electron microscopy. The porosity-permeability was estimated by routine core analysis. Based on the results, Gadvan sandstones were divided into five diagenetic facies. Limitedvolume of chlorite has greatly reduced the effect of compaction by creating a coat on quartz grains and limiting the overgrowth of silica cement. Carbonate cements up to 9% of the total rock have improved the reservoir quality whereas mesogenetic carbonate cemented sandstones (25 and 32% cementation) have often acted as a barrier to the continued movement of hydrocarbons. After determining the porosity and permeability, in order to find the relationship between these two parameters with diagenetic facies, the flow units were determined by the flow zone indicator (FZI) method. It seems that HFU 1 and 2, which are equivalent to diagenetic facies 3 and 5, have the best reservoir quality in the studied wells.
Keywords: Diagenesis, Diagenetic facies, Reservoir quality, Gadvan Formation, Abadan Plain

Introduction
Throughout the Neocomian–Aptian aged siliciclastic Gadvan Formation deposited in SW Iran as the lateral equivalent of the lower Zubair Formation of S Iraq (e.g., Jassim et al. 2006). This potential reservoir is a clean and quartz-rich sandstone (quartz arenite) that has a low diagenetic potential and is basically prone to cementation (quartz and carbonate) and compaction. These diagenetic processes were defined as differentiating diagenetic facies. Then, appropriate methods of evaluating porosity and permeability (such as Flow zone indicator: FZI) were utilized to establish the relationship between diagenetic facies and flow units. This relationship can be a basis to make a reservoir model which is generalizable to a field, an area or another formations.

Materials & Methods
After the petrography analysis of 70 thin sections and SEM of 12 samples from 95m of cores, porosity-permeability of 130 samples was estimated by routine core analysis and then HFUs were determined using Amaefule et al. (1993) parameters by FZI method.

Discussion of Results & Conclusions
Although Abadan Plain Cretaceous successions host a considerable part of the world’s total hydrocarbon reserves and numerous oil reserves of the Middle East (Alsharhan and Nairn 1993), siliciclastic reserves are neglected in this area. Throughout the Barremian–Aptian, Gadvan Formation– a siliciclastic interval– is deposited on the Arabian Plate platform in SW Iran as the lateral equivalent of the Zubair Formation (a giant siliciclastic reservoir) of S Iraq (Alsharhan and Nairn 1993).
In this study, the identification of petrofacies, diagenetic processes and products, pore types, and reservoir properties led to recognition of five diagenetic facies and made a reservoir model based on relationship between these two facies attributes.
Based on the modal analysis and classifications of sandstones, the studied interval is composed of three main petrofacies and five diagenetic facies as follows: PF1: Well sorted fine to medium-grained quartz arenite, PF2: Moderate to well sorted very fine-grained quartz arenite, PF3: Poor to moderately sorted very fine-grained quartz wacke. DF1: Compacted and weakly cemented sandstone, DF2: Chlorite-Kaolinite and calcite cemented sandstone, DF3: Chlorite coat-rich sandstone, DF4: Tightly calcite-cemented sandstone and DF5. Calcite-dissolved sandstone.
The main diagenetic processes are compaction, cementation, replacement and dissolution, and the main diagenetic minerals identiﬁed within this diagenetic paragenesis are calcite, chlorite, kaolinite, and quartz. Mechanical compaction reduced the porosity throughout diagenetic steps. During eodiagenesis, the formation of chlorite coatings and precipitation of calcite are the main diagenetic reactions. The point and straight contacts between grains show that the chlorite coatings and calcite formed before signiﬁcant compaction. Concurrently with this enhancement of alkalinity, calcite started to be precipitated and occupy intergranular pores prior to compaction. Chlorite coating is dominant in the tightly kaolinite-cemented sandstone and chlorite-coat-rich sandstone, and pore-ﬁlling calcite is dominant in the tightly calcite-cemented sandstone. Organic acids and carbon dioxide derived from the decarboxylation of organic matter promoted the dissolution of feldspars and calcite, resulting in the development of secondary porosity and precipitation of authigenic minerals (Seewald 2003). Kaolinite was produced by feldspar dissolution and ﬁlled pores preserved by chlorite coating, as commonly observed in the DF2. The overgrowth of quartz as a result of feldspar dissolution is the dominant diagenetic process in the compacted and weakly cemented sandstones (DF1). Carbonate cement content shows a positive relationship with porosity at low contents (less than ~9%) but a significant negative relationship at high contents (greater than 9%) (Chi et al. 2003; Cui et al. 2017). After determining the porosity and permeability, in order to understand the relationship between these two parameters with diagenetic facies, flow units were determined by the flow zone indicator (FZI) method. Comparing of DFs and HFUs shows that HFU 1 and 2, which are equivalent to diagenetic facies 3 and 5, have the best reservoir quality in the studied wells.

Keywords

20.1001.1.20087888.1400.37.3.6.6

Full Text

مقدمه

توالی کرتاسه در جنوب غرب ایران، یکی از مهم‌ترین منابع هیدروکربوری در خاورمیانه و جهان محسوب می‌شود
( Setudehnia 1978 ; Scott et al. 1993; Alsharhan and Nairn 1993; Hollis 2011) که البته بیشتر منابع آن درون سنگ‌های میزبان کربناته قرار دارند. تعداد محدودی از مخازن در سازندها یا توالی‌های آواری شناسایی شده‌اند. ازجملة این مخازن، سازند گدوان (بارمین- آپسین پایینی) در حوضة هیدروکربوری دشت آبادان است که برخلاف ترکیب سنگ‌شناسی گزارش‌شده از سایر زون‌های زاگرس، عمدتاً ماهیت آواری دارد و در ادامة دلتای زبیر (Al-Fares et al. 1998; Wells et al. 2015) گسترش یافته است.

زون هیدروکربوری دشت آبادان واقع در انتهای جنوب غربی زاگرس، به‌عنوان بخشی از صفحة عربی و در انتهای شرقی حوضة بین‌النهرین در شرق و جنوب شرق عراق واقع است. این زون طی کرتاسة صفحة عربی در استوا قرار داشته و دشت آبادان بخشی از حاشیة جنوب غربی نئوتتیس و حاشیة شمال شرقی صفحة عربی بوده است. طی کرتاسة پایینی، بازشدن بخش مرکزی اقیانوس اطلس و جدایش عمان و هند (Sharland et al. 2001)، صفحة عربی در بخش غربی خود دچار برافزایش و کج‌شدگی (uplifting and tilting) شده و در معرض فرسایش قرار گرفته است؛ به این ترتیب حجم زیادی از رسوبات آواری به حوضة مجاور یعنی نئوتتیس هدایت شده و سازند زبیر و در ادامة آن، سازند گدوان در عراق، کویت و ایران کنونی گسترش یافته‌اند.

سازند گدوان معادل سازند زبیر در حوضة بین‌النهرین در عراق و کویت، بیاض در عربستان و خرایب در امارات و عمان است (Sharland et al. 2001; Alsharhan and Nairn 2003). این سازند، یک سازند آواری در کشورهای عراق و کویت است که از آن به‌عنوان یکی از منابع مهم هیدروکربور بهره‌برداری شده است؛ از این رو مطالعات مخزنی سازند گدوان به‌عنوان معادل سازند زبیر با تعداد زیادی از افق‌های ماسه‌سنگی مستعد مخزن مهم است. سازند گدوان با لیتولوژی آواری در میان دو سازند کربناتة فهلیان در پایین و داریان در بالا در گروه خامی نهشته شده است. به جز عضو کربناتة خلیج که در منطقة مطالعه‌شده بین 7- 15 متر ضخامت دارد، عمدة ضخامت 200- 300 متری این سازند را در میادین دشت آبادان، ماسه‌سنگ و گلسنگ تشکیل داده است (شکل 1). نمونه‌های برداشت‌شده از ماسه‌سنگ‌ها متعلق به بخش‌های دارای مغزه از دو حلقه چاه منتخب A و B از میادین غربی دشت آبادان است (شکل 1). بعضی قسمت‌های این سازند، آغشتگی نفتی زیاد و بعضی دیگر به علل متفاوتی ازجمله تأثیر ماتریکس اولیه، اندازة دانه، جورشدگی و دیاژنز، آغشتگی کمتری دارد. شناخت کنترل‌کننده‌های محیط‌های دیاژنزی می‌تواند چارچوب مناسبی را برای ارزیابی فرایندهای دیاژنزی و محصولات آن ارائه دهد و در پی آن، ارزیابی تأثیر دیاژنز را بر تغییرات تخلخل ممکن کند. تغییرات دیاژنزی متفاوت در یک رخسارة رسوبی، سرنوشت‌های متفاوتی در محصولات نهایی طی روند سنگ‌شدگی ایجاد می‌کند (e.g., Enayati Bidgoli and Saemi 2019). در این رابطه فرایندهای دیاژنزی ماسه‌سنگ‌های گدوان نیز مطالعه و این ماسه‌‌سنگ‌‌ها ازنظر دیاژنز به 5 رخساره تقسیم شدند. این رخساره‌ها شامل ماسه‌سنگ متراکم با سیمان اندک، ماسه‌سنگ با سیمان کلریت، کائولینیت و کلسیت، ماسه‌سنگ با پوشش کلریتی دانه‌های کوارتز، ماسه‌سنگ با سیمان کربناتة فراگیر و ماسه‌سنگ با سیمان انحلال‌یافته هستند. سپس از روش‌های مناسب ارزیابی تخلخل و تراوایی به‌عنوان دو پارامتر مخزنی مهم و دسته‌بندی آنها از طریق روش‌های تعیین واحدهای جریانی (مانند روش Flow zone indicator: FZI) در ضخامت مورد مطالعه برای ایجاد ارتباط بین رخساره‌های دیاژنزی و واحدهای جریانی بهره گرفته شد (e.g., Yarmohammadi et al. 2014). این روش مطالعاتی به ایجاد یک مدل دیاژنزی در ماسه‌سنگ‌های سازند گدوان در مطالعة حاضر منجر شد. در این پژوهش مهم‌ترین فرایندهایی بررسی شده که در توالی مطالعه‌شده در دو حلقه چاه تأثیر بیشتری بر کاهش و افزایش تخلخل داشته‌اند و از اشاره به تمامی فرایندهای دیاژنزی خودداری شده است.

روش کار

در این پژوهش از مجموع 370 متر (160 و 210) ضخامت سازند گدوان از دو حلقه چاه انتخابی در محدودة مطالعاتی دشت آبادان، حدود 95 متر (60 متر از چاه A و 35 متر از چاه B) مغزه از ماسه‌سنگ‌های این سازند بررسی و توصیف پتروگرافی شدند. به‌منظور مطالعة پتروگرافی ماسه‌سنگ‌ها، کانی‌شناسی و بررسی تخلخل و تراوایی و نوع فضاهای بین دانه‌ای (pore types) آنها با میکروسکوپ پلاریزان، از 70 نمونه ماسه‌سنگ مقطع نازک تهیه و به رزین اپوکسی آبی آغشته شد. مطالعة ماسه‌سنگ‌ها به روش چشمی و با در نظر گرفتن همة مقیاس‌های مرتبط (Wentworth 1922; Powers 1953; McBride 1963; Folk et al. 1974; Pettijohn et al. 1987) و نام‌گذاری نمونه‌های ماسه‌سنگی به روش پتی‌جان (Pettijohn 1987) انجام و به این ترتیب سه پتروفاسیس (petrofacies) اصلی برای ماسه‌سنگ‌های سازند گدوان شناسایی شد. 130 نمونه پلاگ برای اندازه‌گیری دقیق تخلخل و تراوایی با روش‌های استاندارد تهیه شد. تعداد 12 نمونه نیز به‌منظور مطالعة فضای بین دانه‌ها و کانی‌های رسی با میکروسکوپ الکترونی انتخاب و مطالعه شد. به‌منظور شناسایی ارتباط ویژگی‌های دیاژنتیک و مخزنی در ماسه‌سنگ‌های مطالعه‌شده، واحدهای جریانی در هر دو چاه با استفاده از داده‌های تخلخل و تراوایی مغزه و با استفاده از روش نشانگر زون جریان (FZI) (Amaefule et al. 1993) تعیین شد. محوریت مطالعه در تمامی نمونه‌های انتخاب‌شده، بررسی دیاژنز، تخلخل و تراوایی و رابطة آنها با کیفیت مخزنی بوده است.

معرفی پتروفاسیس‌ها و رخساره‌های دیاژنزی

به‌طورکلی ماسه‌سنگ‌های سازند گدوان در چاههای مطالعه‌شده عمدتاً کوارتز آرنایت و کوارتز وک خیلی ریز تا متوسط‌دانه هستند. اجزای تشکیل‌دهندة این ماسه‌سنگ‌ها، غالباً کوارتزهای نیمه‌گردشده تا گردشده، درصد اندکی فلدسپار (عمدتاً فلدسپار پتاسیم. به‌طور میانگین کمتر از 5% از کل مقطع)، قطعات سنگی (به‌طور میانگین حدود 5% از کل مقطع)، قطعات فسیلی در بعضی افق‌ها، مقادیر اندکی کانی‌های سنگین مقاوم، سیمان کربناته و ماتریکس است. جورشدگی این ماسه‌سنگ‌ها از ضعیف تا عالی متغیر و ارتباط بین دانه‌ها از نوع نقطه‌ای تا خطی و مضرس است. در پتروفاسیس‌های شناسایی‌شده آغشتگی نفتی و سیمان کربناته (کلسیتی و دولومیتی) به مقادیر متفاوت مشاهده شده است. این پتروفاسیس‌ها (جدول 1) شامل سه دستة اصلی هستند که در انتهای دشت دلتا و پیشانی دلتا گسترش یافته‌اند.

جدول 1- پتروفاسیس‌های ماسه‌سنگی سازند گدوان در دو چاه مطالعه‌شده در دشت آبادان

Table1- Sandstone petrofacies of Gadvan Formation of 2 studied wells in the Abadan Plain

معرفی کوتاه	شمارة پتروفاسیس
Well sorted fine to moderate quartz arenite	PF1
Moderate to well sorted very fine quartz arenite	PF2
Poor to moderate sorted very fine quartz wacke	PF3

رخساره‌های دیاژنزی نیز مانند رخساره‌های رسوبی برمبنای ویژگی‌های اختصاصی همان رخساره (نوع سیمان، جانشینی‌ها، فشردگی و انحلال) از سایر رخساره‌ها شناسایی می‌شوند. برای جلوگیری از نادیده گرفته‌شدن ویژگی‌های ذاتی از قبیل ماتریکس، جورشدگی و اندازة دانه، این موارد در تعریف رخساره‌های دیاژنزی بررسی و تأثیر آنها لحاظ شده است. ماسه‌سنگ‌های مطالعه‌شده نیز برمبنای بعضی ویژگی‌ها که در زیر به آنها اشاره خواهد شد، به رخساره‌های دیاژنزی مختلف تقسیم‌بندی شده‌اند:

شکل 1- ستون چینه‌شناسی بخش‌های دارای مغزه (35 و 60 متر) از مجموع ضخامت سازند گدوان در دو چاه مطالعه‌شده و موقعیت آنها در دشت آبادان

Fig 1- Gadvan Formation stratigraphic column from core intervals (35 and 60 m) and location of 2 selected wells in the Abadan Plain

DF1. ماسه‌سنگ متراکم با سیمان اندک

این رخساره شامل کوارتز آرنایت‌هایی ریزدانه (1/0-25/0 میلی‌متر) است که بر اثر دیاژنز متراکم شده و مرز دانه‌ها با یکدیگر از نوع مستقیم (Point)، محدب- مقعر (Concave-convex) و تا حدی مضرس (Suture) است. اجزای اصلی تشکیل‌دهندة آن، کوارتز و اندکی فلدسپار (5%>) است. سیمان اصلی در این ماسه‌سنگ‌ها از نوع سیلیسی (حدود 15%) است (شکل 2-A وB). تخلخل موجود در این رخساره از نوع بین دانه‌ای است و میانگین آن %8 و تراوایی آن 25 میلی‌دارسی است (جدول 2). تخلخل و تراوایی کم این رخساره ناشی از تراکم و محصولات دیاژنتیک آن است. توزیع نسبی این رخساره، حدود 10% ماسه‌سنگ‌های مطالعه‌شده است.

DF2. ماسه‌سنگ با سیمان کلریت، کائولینیت و کلسیت

این رخساره شامل ماسه‌سنگ‌های کوارتز وک خیلی ریز تا ریز با درصد ماتریکس بین 17-15% است که مرز دانه‌ها در آن با یکدیگر به‌صورت نقطه‌ای یا خطی است (شکل 2-C و D). سیمان غالب این رخساره از نوع رسی (کلریت و کائولینیت) و کلسیت (5%) است. تشخیص تخریبی یا درجازابودن کانی‌های رسی که به‌صورت ماتریکس در بین دانه‌ها وجود دارد، کاری دشوار است، اما تصاویر میکروسکوپ الکترونی با توجه به وجود ساختارهای شناخته‌شده برای این کانی‌ها، حاکی از درجازابودن عمدة آنهاست (شکل 2- D و F). تخلخل موجود در این رخساره از نوع بین دانه‌ای است. میانگین تخلخل در این رخسارة دیاژنزی از 12% و تراوایی آن 150 میلی‌دارسی است (جدول 2). تخلخل و تراوایی کم این رخسارة دیاژنزی حاصل اندازة کوچک دانه‌ها، جورشدگی بد و حضور سیمان‌های سه‌گانة کلریت، کائولینیت و کلسیت در فضاهای بین دانه‌ای است (e.g. Hong et al. 2020). درصد توزیع نسبی این رخساره در چاههای مطالعه‌شده 35% است.

DF3. ماسه‌سنگ با پوشش کلریتی دانه‌های کوارتز

این ماسه‌سنگ‌ها از نوع کوارتز آرنایت ریزدانه تا متوسط‌دانه هستند (1/0-5/0 میلی‌متر) و نوع تماس دانه‌ها با یکدیگر بیشتر نقطه‌ای و خطی است. کلریت در این رخسارة دیاژنزی به‌صورت پوشانندة دانه (به ضخامت کمتر از 2 میکرون) و تا حدی پرکنندة فضای بین دانه‌هاست (شکل 2- E وF). این سیمان از تشکیل سیمان سیلیسی رشد اضافه روی دانه‌های کوارتز پیشگیری و با این مکانیسم به حفظ تخلخل اولیه کمک کرده است. اساساً کلریت در سازند گدوان به‌عنوان یک حفظ‌کنندة فضای بین دانه‌ای و افزایندة کیفیت مخزنی عمل کرده است. میانگین تخلخل در این رخسارة دیاژنزی 5/17% و تراوایی آن حدود 250 میلی‌دارسی است (جدول 2). تراوایی کم در بعضی نمونه‌ها به دلیل رشد سیمان کائولینیتی به‌صورت پرکنندة حفره است. کلسیت، سیمان دیگری است که به‌صورت پراکنده و حدود 10% مشاهده شده است.

DF4. ماسه‌سنگ با سیمان کربناتة فراگیر

در این رخساره کوارتز آرنایت‌هایی با اندازة دانة 1/0-5/0 میلی‌متر و با تراکم حداقل وجود دارد که ارتباط دانه‌های آنها به‌صورت نقطه‌ای یا بدون تماس است (شکل 2-G و H). این رخسارة دیاژنزی حاصل تغییر ماهیت یک رخسارة رسوبی است که در آن دانه‌های کوارتز در زمینه‌ای از گل و قطعات خرده‌سنگی کربناته شناور بوده‌اند. سیمان فراگیر جانشین‌شده (Displacive) در اثر نیروی تبلور حاصل از نئومورفیسم از دگرسانی‌های شیمیایی و تراکم شدید در مراحل بعدی پیشگیری کرده است. سیمان کلسیتی با درصدی بین 25-32 بیشترین مقدار سیمانی‌شدن را در رخساره‌های دیاژنتیکی به خود اختصاص داده است؛ به نحوی که کاهش تخلخل پدیدآمده در این رخساره از رخسارة 1 نیز بیشتر و مؤثرتر است. خوردگی دانه‌های کوارتز طی رشد سیمان کلسیتی در مزوژنز روی داده و تشکیل سیمان سیلیسی رشد اضافه را مختل کرده است. تخلخل و تراوایی این رخسارة دیاژنزی پایین‌ترین اعداد به‌دست‌آمده را در ماسه‌سنگ‌های مطالعه‌شده نشان می‌دهد (میانگین تخلخل 4%، تراوایی 0.5 میلی‌دارسی) (جدول 2). دلیل این کاهش تخلخل و تراوایی مرتبط با فرایند تبلور و سیمانی‌شدن طی ائوژنز یا مزوژنز است. درصد نسبی رخسارة 4 در ماسه‌سنگ‌های مطالعه‌شده 15% است.

DF5. ماسه‌سنگ با سیمان انحلال‌یافته

این رخساره حاوی ماسه‌سنگ‌هایی از نوع کوارتز آرنایت با ابعاد دانة 1/0- 5/0 میلی‌متر و با تراکم ناچیز است. ارتباط دانه‌های آن به‌صورت نقطه‌ای یا مستقیم است (شکل 2-I و J). بخشی از سیمان کربناته در میان دانه‌های ماسه‌سنگ با فراوانی 10%> باقی مانده است و انحلال سیمان کربناته به پدیدآمدن تخلخل ثانویة بین دانه‌ای در این رخساره منجر شده است. تخلخل و تراوایی به‌دست‌آمده از این رخسارة دیاژنزی، بیشترین مقدار را در ماسه‌سنگ‌های گدوان نشان می‌دهد (میانگین تخلخل 20% و تراوایی 600 میلی‌دارسی) (جدول 2). توزیع نسبی این رخساره در توالی مطالعه‌شده در دو حلقه چاه 30% مشاهده شد.

20 µm

5 µm

شکل 2- A و B) DF1. ماسه‌سنگ متراکم با سیمان اندک (نور پلاریزه). C) DF2. در تصویر میکروسکوپ نوری، ماسه‌سنگ با سیمان کلریت، کائولینیت و کلسیت (نور طبیعی) مشاهده می‌شود و D) DF2. در تصویر میکروسکوپ الکترونی، کلریت به‌صورت ستونک‌های کوچک بلافاصله روی دانه‌های کوارتز و کائولینیت به‌صورت کتابی به شکل پرکنندة فضاهای خالی بین دانه‌ها مشاهده می‌شود. E) DF3. در تصویر میکروسکوپ نوری، ماسه‌سنگ با پوشش کلریتی دانه‌های کوارتز (نور طبیعی) مشاهده می‌شود و F) DF3. در تصویر میکروسکوپ الکترونی، کلریت به‌صورت تقریباً عمود بر دانه‌های کوارتز رشد کرده است. G) DF4. ماسه‌سنگ با سیمان کربناتة فراگیر. (تصویر G در نور پلاریزه برداشت شده است و به دلیل ضخیم‌بودن مقطع دانه‌های کوارتز در رنگ‌های متفاوت مشاهده می‌شود). H) DF4. ماسه‌سنگ با سیمان کربناتة فراگیر در نور طبیعی. I و J) DF5. ماسه‌سنگ با سیمان کربناتة انحلال‌یافته. (نور طبیعی. فضاهای بین دانه‌ای به دلیل رنگ‌آمیزی با رزین آبی، به رنگ آبی است).

Fig 2- A and B) DF1. Compacted and weakly cemented sandstone (Crossed Polarized Light). C) DF2. Chlorite-Kaolinite and calcite cemented sandstone (PPL). D) SEM image of Chlorite coat and pore filling kaolinite among quartz grains. E) DF3. Chlorite coat-rich sandstone (PPL). F) DF3. SEM image of authigenic Chlorite. G and H) DF4. Tightly calcite-cemented sandstone (PPL and XPL images). I and J) DF5. Calcite-dissolved sandstone (PPL. Blue dye fill pore spaces).

جدول 2- خلاصة اطلاعات رخساره‌های دیاژنزی تفکیک‌شده از ماسه‌سنگ‌های سازند گدوان در چاههای مطالعه‌شدة ناحیة دشت آبادان

Table 2- Summary of diagenetic facies information from the sandstones of Gadvan Formation in the studied wells in Abadan plain

رخسارة دیاژنزی	محیط رسوبی	فرایندهای دیاژنزی	میانگین تخلخل (%)	میانگین تراوایی (md)	توزیع نسبی در ماسه‌سنگ‌های ستون چینه‌ای (%)
DF1	انتهای دشت دلتا/ پیشانی دلتا	تراکم- سیمانی‌شدن	8	25	10
DF2		جانشینی – سیمانی‌شدن	12	150	35
DF3		جانشینی	17.5	250	10
DF4		نئومورفیسم- سیمانی‌شدن	4	0.5	15
DF5		انحلال	20	600	30

تعیین واحدهای جریانی و ارتباط آنها با رخساره‌های دیاژنزی

یک تیپ سنگ (Rock Type) به سنگ‌هایی گفته می‌شود که ویژگی‌های مخزنی و زمین‌شناسی یکسان دارند (Tiab and Donaldson 2015; Tavakoli 2018)، در شرایط یکسان تشکیل شده و مراحل دیاژنزی یکسانی را طی کرده باشند و رابطة تخلخل- تراوایی، فشار مویینگی و اشباع‌شدگی آب در آنها یکسان باشد و در ارتفاع مشخصی از سطح آب‌های آزاد در مخزن قرار گرفته باشند (Behrenbruch and Biniwale 2005)؛ با این حال ممکن است دو تیپ مختلف با دیاژنز متفاوت از ظرفیت ذخیره و جریان یکسان برخوردار باشند که چنین مواردی به پیچیدگی در شناسایی تیپ‌های سنگی منجر می‌شود. روش‌های متفاوتی (کیفی و کمی) برای تعیین تیپ سنگ در یک مخزن معرفی شده است. یکی از کاربردی‌ترین روش‌های تعیین تیپ سنگ (Rock typing)، استفاده از روش نشانگر زون جریان یا FZI است که دادة مورد استفادة آن، تخلخل و تراوایی است (e.g., Yarmohammadi et al. 2014). به‌طورکلی این پارامتر، مشخصات زمین‌شناسی شامل بافت و کانی‌شناسی را در تعیین رخساره‌های حفره‌ای مجزا (واحد هیدرولیکی) با هم تلفیق می‌کند. برای تعیین تعداد بهینة واحدهای جریانی، نمودار احتمال نرمال لگاریتم FZI رسم شده است که در آن هر نقطة شکست، جداکنندة واحدهای جریانی از یکدیگر است (Abbaszadeh et al. 1996) (شکل 3-A). به این منظور ابتدا شاخص کیفیت مخزنی با استفاده از فرمول آمافولة )^1/2 ϕ RQI (µm) = 0.0324 (K/ (Amaefule et al. 1993) محاسبه می‌شود. در این معادله RQI شاخص کیفیت مخزنی برحسب mµ، K میزان تراوایی برحسب میلی‌دارسی mD و ϕ میزان تخلخل است. پارامتر بعدی PMR است که حجم تخلخل به حجم قسمت جامد سنگ را نشان می‌دهد و از فرمول ϕ/1- ϕ PMR= قابل محاسبه است. حال می‌توان با استفاده از دو پارامتر محاسبه‌شده، شاخص زون جریانی یا FZI را با استفاده از فرمول PMR FZI= RQI/ محاسبه کرد.

نمودار تخلخل دربرابر تراوایی نیز از ضریب همبستگی خوبی برخوردار است (شکل 3-B). شکل 3- C1 و C2 تخلخل و تراوایی هریک از واحدهای جریانی را به نمایش گذاشته است. مستطیل‌های قرمز شکل 4 A و B نشان‌دهندة بخش‌های دارای کیفیت مخزنی خوب هستند. در جدول 3 نیز واحدهای جریانی و رخساره‌های دیاژنزی معادل آنها مشخص شده است.

شکل 3- A) نحوة تعیین تعداد واحدهای جریانی و لگاریتم FZI متناظر با آنها. B) ارتباط تخلخل و تراوایی در هر واحد جریانی. C1) نمودار تخلخل مربوط به هر واحد جریانی. C2) تراوایی مربوط به هر واحد جریانی

Fig 3- A) Number of flow units determination, B) Porosity and permeability relationship in each flow unit, C 1 and 2) Porosity and permeability of each flow unit

شکل 4- A) نمودار تخلخل، تراوایی و واحدهای جریانی تعیین‌شده با روش FZI در بخش دارای مغزة چاه A. B) نمودار تخلخل، تراوایی و واحدهای جریانی تعیین‌شده با روش FZI در بخش دارای مغزة چاه B. بخش‌های مشخص‌شده با کادر قرمز، بخش‌هایی با کیفیت مخزنی زیاد و معادل واحدهای جریانی 1 و 2 هستند.

Fig 4- A and B) graph of porosity and permeability of core samples of well A and B using FZI method.

جدول 3- محدودة تخلخل و تراوایی هریک از واحدهای جریانی و رخسارة دیاژنزی معادل تقریبی آنها

Table 3- The porosity and permeability range of each flow unit and the diagenetic facies are approximately equal to them

نام واحد جریانی	میانگین تخلخل (%)	میانگین تراوایی (md)	رخسارة دیاژنزی هم‌ارز
HFU1	17	550	DF3 and 5
HFU2	16.5	450	DF3 and 5
HFU3	13.5	250	DF2
HFU4	11	2.5	DF1 and 4
HFU5	10	1	DF1 and 4

شکل 5- نمایش واحدهای جریانی و رخساره‌های دیاژنزی هم‌ارز آنها روی ستون چینه‌ای سازند گدوان در دو چاه مطالعه‌شده در دشت آبادان

Fig 5- Display of flow units and their equivalent diagenetic facies in core intervals, on the stratigraphic column of Gadvan Formation in two studied wells in Abadan plain

بحث

دیاژنز در ماسه‌سنگ‌های گدوان فرایندها و محصولات متنوعی را ایجاد کرده است که از اصلی‌ترین آنها می‌توان به تراکم (Compaction)، انحلال (Solution)، سیمانی‌شدن (Cementation)، جانشینی (Replacement) و نوشکلی (Neomorphism) اشاره کرد (شکل 6). این فرایندها در یک توالی دیاژنزی به تغییراتی در ویژگی‌های رسوبات نهشته‌شدة سازند گدوان (هر دو بخش ماسه‌سنگی و کربناته) نظیر تخلخل و تراوایی منجر شده‌اند. دیاژنز به دلیل ایجاد دو اثر کاهندگی و افزایندگی بر مقدار تخلخل و تراوایی در مخازن کربناته و ماسه‌سنگی بسیار اهمیت دارد (Machel 2005). به طوری که در 500 متر اول تدفین، طی مراحل تراکم و خروج آب از میان منافذ، 10- 15 درصد تخلخل از بین می‌رود (Worden and Morad 2003). این کاهش تخلخل در رسوباتی که قطعات خرده‌سنگی دارند، بیشتر از رسوبات دارای ترکیب کانی‌شناسی یکنواخت یا سیمانی‌شده خواهد بود (Worden et al. 2000).

شکل 6- فرایندهای دیاژنزی اصلی سازند گدوان و توالی دیاژنزی آنها در چاههای مطالعه‌شده در دشت آبادان

Fig 6- Diagenetic sequence of major diagenetic processes of Gadvan Formation in the studied wells

طی مرحلة ائوژنز، تشکیل پوشش کلریتی روی دانه‌ها و همچنین نهشته‌شدن کلسیت، از مهم‌ترین اتفاقات دیاژنزی مرتبط با حفظ کیفیت مخزن در رسوبات مطالعه‌شده محسوب می‌شوند. وجود تماس بین دانه‌ای از نوع مستقیم یا نقطه‌ای بیان‌کنندة تشکیل این کانی‌ها پیش از فشردگی جالب توجه رسوبات (پیش از ورود به مزوژنز) است. این پوشش کلریتی و سیمان کلسیتی با حفظ تخلخل‌های اولیه، گذشته از کمک به کاهش اثر تراکم طی تدفین عمیق، تشکیل هسته‌های مکانی سیمان‌های رشد اضافة سیلیسی را روی دانه‌های تخریبی نیز محدود می‌کند (Grigsby 2001; Bloch et al. 2002; Berger et al. 2009). pH محیط دیاژنزی ائوژنز به دلیل انحلال کانی‌های غنی از آهن و منیزیوم و کانی‌های تخریبی مانند فلدسپارها (هرچند اندک) و حتی دگرسانی رس‌ها، از نوع قلیایی ضعیف است که شرایط مناسبی را برای نهشت پوشش کلریتی دانه‌ها (DF3) و رشد کلسیت در فضای بین دانه‌ای (DF4 و DF2) فراهم کرده است (Billault et al. 2003; Worden and Morad 2003; Gould et al. 2010; Zhu et al. 2017). منشأ کلسیت در این مرحله می‌تواند ناشی از انحلال قطعات فسیلی یا گل کربناتة دریایی بین دانه‌ها باشد.

از طرفی به دلیل فاصله‌گرفتن رسوبات از سطح و برهم‌کنش کانیایی، میزان اکسیژن محیط رفته‌رفته کاهش یافته و شرایط محیط دیاژنزی به سمت احیایی‌شدن پیش رفته است. پوشش‌های کلریتی دانه‌ها همزمان با افزایش عمق و دما ضخیم‌تر و پیوسته‌تر شده‌اند. انحلال بیشتر و سریع‌تر اندک فلدسپار موجود طی مرحلة مزوژنز به نهشته‌شدن کانی کائولینیت در فضاهای بین دانه‌ای حفظ‌شده با کلریت در رخسارة دیاژنزی 2 منجر شده است (شکل 7). با افزایش عمق، فشار و دما (70- 130 درجة سانتی‌گراد) در مزوژنز، دگرسانی کانی‌های رسی و انحلال فشاری سبب گسترش سیمان رشد اضافة سیلیسی ( Worden and Morad 2000 ; Xi et al. 2015; Saïag et al. 2016; Liu et al. 2018) در رخسارة DF1 شده‌اند (شکل 7).

در دماهای بالاتر طی مرحلة مزوژنز و با ورود اسیدهای آلی و دی‌اکسیدکربن آزادشده از واکنش دی‌کربوکسیل‌زدایی (Decarboxylation) (Seewald 2003) و همچنین دی‌اکسیدکربن راه‌یافته از آب‌های جوّی به محیط مزوژنز، شرایط محیط دیاژنزی به سمت اسیدی‌شدن پیش رفته و سیمان‌های کلسیتی را در مسیر خود حل کرده و تخلخل ثانویة گسترده‌ای را در DF5 پدید آورده است (شکل 7).

نکتة جالب دیگر دربارة سیمان کربناته و نقش دوگانة آن در ارتباط با کیفیت مخزنی است؛ به نحوی که در رسوبات سازند گدوان مانند بسیاری از موارد مشابه، اگر فرایند سیمانی‌شدن تا 9- 10% حجم سنگ را فراگرفته باشد، ارتباط مثبتی بین سیمانی‌شدن و تخلخل مشاهده می‌شود؛ ولی در مقادیر زیاد آن ارتباط منفی بین سیمانی‌شدن و تخلخل بین دانه‌ای ایجاد می‌شود ( Chi et al. 2003 ; Cui et al. 2017)؛ به بیان دیگر سیمان کربناته در مقادیر کم با حفظ فضاهای بین دانه‌ای به حفظ کیفیت مخزنی کمک می‌کند؛ در صورتی که با ادامة روند سیمانی‌شدن کربناته، فضاهای خالی بین دانه‌ای و راههای ارتباطی آنها بسته و کیفیت مخزنی دچار افت شدید می‌شود.

نکتة دیگر، زمان تشکیل سیمان کربناته است. نهشت اولیة سیمان کربناتة حاصل از آب‌های سازندی، هم به افزایش مقاومت ستون سنگ دربرابر فشار طبقات بالایی منجر می‌شود و هم تخلخل‌های بین دانه‌ای را برای انحلال احتمالی در مراحل بعد حفظ می‌کند؛ در صورتی که سیمانی‌شدن کربناته در مراحل تدفین به پرشدن فضای بین دانه‌ها و تخلخل در سنگ منجر می‌شود ( Sanyal et al. 2005 ; Morad et al. 2010). کربنات تشکیل‌شده در لایه‌های بالاتر می‌تواند به‌عنوان سدی برای هیدروکربور لایه‌های زیرین عمل کند (Hong et al. 2020)؛ بنابراین با توجه به میزان تخلخل و تراوایی حفظ‌شده طی سرگذشت زمین‌شناختی ماسه‌سنگ‌های سازند گدوان، رخسارة دیاژنزی شمارة 3 و 5 (DF3 و DF5)، بهترین رخساره‌ها ازنظر تخلخل و تراوایی همراه با بهترین کیفیت مخزنی محسوب می‌شوند؛ ضمن اینکه پس از تعیین واحدهای جریانی مشاهده شد که واحدهای جریانی 1 و 2 ماسه‌‌سنگ‌‌هایی با میانگین تخلخل و تراوایی بالاتر هستند (مستطیل‌های قرمز شکل 4 A و B). این زون‌ها عمدتاً با رخساره‌های دیاژنزی شناسایی‌شدة شمارة 3 و 5 در ستون چینه‌ای همراه هستند (شکل 5- جدول 3)؛ درواقع عملکرد دیاژنز بر تعیین ویژگی‌های مخزنی آنها از طریق حفظ تخلخل‌ها در مرحلة ائوژنز و انحلال گسترده در مرحلة مزوژنز مؤثر بوده است. زون جریانی شمارة 3 در بسیاری از نقاط ستون دیاژنزی معادل رخسارة دیاژنزی شمارة 2 است. زون‌های جریانی 4 و 5 با توجه به میزان تخلخل و تراوایی و جایگاه در ستون چینه‌ای معادل تقریبی رخسارة دیاژنزی 1 و 4 در نظر گرفته شده‌اند.

تفاوت دیاژنز در رخساره‌های رسوبی مختلف حاکی از آن است که دست‌کم در بعضی رخساره‌های دیاژنزی، دیاژنز تحت کنترل رخسارة رسوبی (Facies controlled) قرار دارد (شکل 7).

شکل 7- مدل تغییر دو رخسارة رسوبی مختلف سازند گدوان که به پدیدآمدن محصولات و رخساره‌های متنوع دیاژنزی منجر شده است.

Fig 7- Model of the variation of 2 different sedimentary facies of Gadvan Formation led to the creation of various diagenetic products and diagenetic facies

نتیجه‌

ماسه‌سنگ‌های مخزنی سازند گدوان در غربی‌ترین چاههای دشت آبادان عمدتاً کوارتز آرنایت و کوارتز وک هستند. این ماسه‌سنگ‌ها طیف وسیعی از تخلخل و تراوایی را با توجه به شرایط پیچیدة دیاژنتیکی خود دارند. روش‌های مختلف پتروگرافی و آنالیزهای تخلخل و تراوایی روتین مغزه برای درک این ارتباط به کار گرفته شدند؛ بر این اساس ماسه‌سنگ‌های گدوان با در نظر داشتن وقایع دیاژنزی مرتبط با کاهش یا افزایش تخلخل مخزن به 5 رخسارة دیاژنزی تفکیک شدند: 1. ماسه‌سنگ متراکم با سیمان اندک؛ 2. ماسه‌سنگ با سیمان کلریت، کائولینیت و کلسیت؛ 3. ماسه‌سنگ با پوشش کلریتی دانه‌های کوارتز؛ 4. ماسه‌سنگ با سیمان کربناتة فراگیر و 5. ماسه‌سنگ با سیمان کربناتة انحلال‌یافته.

فرایند تراکم از ابتدای دیاژنز تا اواخر مزوژنز، مجموعه‌رسوبات این سازند را درگیر کرده است. در مرحلة ائوژنز شکل‌گیری پوشش‌های کلریتی روی دانه‌ها و سیمان کلسیتی تا حدی از تأثیر تراکم در بعضی رخساره‌ها کاسته و به حفظ تخلخل و تراوایی ائوژنتیک منجر شده است؛ ولی در مرحلة مزوژنز گسترش کائولینیت در بعضی موارد روی سیمان کلریتی پوشش‌دهندة دانه‌ها به پرشدن فضاهای بین دانه‌ای و کاهش تخلخل منجر شده است. سیمان کربناته با انحلال در مزوژنز با اسیدهای آلی در افزایش تخلخل و تراوایی مؤثر است.

بنا بر مشاهدات صورت‌گرفته، بهترین رخساره‌های دیاژنزی به‌لحاظ مخزنی، رخساره‌های ماسه‌سنگ با پوشش کلریتی دانه‌ها (رخسارة دیاژنزی 3) و رخسارة ماسه‌سنگ با سیمان کربناتة انحلال‌یافته (رخسارة دیاژنزی 5) است. از طرفی پس از تعیین 5 واحد جریانی با استفاده از روش نشانگر زون جریان، مشخص شد واحدهای جریانی 1 و 2 که معادل رخساره‌های دیاژنزی 3 و 5 هستند، بهترین واحدهای جریانی ازنظر کیفیت مخزنی هستند.

References

Abbaszadeh M. Fujii H. and Fujimoto F. 1996. Permeability prediction by hydraulic flow units-theory and a lications. SPE Formation Evaluation, 11(04): 263-271.

Al-Fares A. Bouman M. and Jeans P. 1998. A new look at the Middle to Lower Cretaceous stratigraphy offshore Kuwait. Geo Arabia, 3(4):543–60.

Alsharhan A. and Nairn A. 1993. Carbonate platform models of Arabian Cretaceous reservoirs. In: Simo J. Scott R. Masse J. (Eds.), Cretaceous carbonate platforms. AAPG Memoir, 56: 148–73.

Alsharhan A. and Nairn A. 2003. Sedimentary basins and petroleum geology of the Middle East. 2nd ed. Amsterdam: Elsevier. 843 p.

Amaefule O. Altunbay M. Tiab D. Kersey G. and Keelan D. 1993. Enhanced reservoir description, using core and log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in uncored intervals/wells. In SPE annual technical conference and exhibition. Society of Petroleum Engineers, 26436: 205-220.

Berger A. Gier S. and Krois P. 2009. Porosity-preserving chlorite cements in shallow- marine volcaniclastic sandstones: evidence from Cretaceous sandstones of the Sawan gas ﬁeld, Pakistan. AAPG (Am. Assoc. Pet. Geol.), 93 (5): 595- 615.

Billault V. Beaufort D. Baronnet A. and Lacharpagne J.C. 2003. A nanopetrographic and textural study of grain-coating chlorites in sandstone reservoirs. Clay Miner, 38: 315- 328.

Biniwale S. and Behrenbruch P. 2005. An improved approach for modelling geological depositional characteristics and fluid saturation by using hydraulic units: Australian offshore fields. In SPWLA 46th Annual Logging Symposium. Society of Petrophysicists and Well-Log Analysis, 175-196.

Bloch S. Lander R.H. and Bonnell L. 2002. Anomalously high porosity and permeability in deeply buried sandstone reservoirs: origin and predictability. AAPG (Am. Assoc. Pet. Geol.), 86 (2): 301- 328.

Cao J. Hu W. Yao S. Zhang Y.J. Wang X.L. Zhang Y.Q. Tang Y. and Shi X.P. 2007. Content of reservoir calcite cement: A novel inorganic geotracer of secondary petroleum migration in the structurally complex Junggar Basin (NW China). Science China Earth Science, 37(10): 1358-1369.

Chi G. Giles P. Williamson M. Lavoie D. and Bertrand R. 2003. Diagenetic history and porosity evolution of Upper Carboniferous sandstones from the Spring Valley #1 well, Maritimes Basin, Canada–implications for reservoir development. Journal of Geochemical Exploration, 80: 171-191.

Cui Y. Jones S. Saville Ch. Stricker S. Wang G. Tang L. Fan X. and Chen J. 2017. The role played by carbonate cementation in controlling reservoir quality of the Triassic Skagerrak Formation, Norway. Marine and Petroleum Geology, 85: 316-331.

Dowey P. Hodgson D. and Worden R. 2012. Pre-requisites, processes, and prediction of chlorite grain coatings in petroleum reservoirs: a review of subsurface examples. Mar. Petrol. Geol., 32 (1): 63 - 75.

Enayati-Bidgoli A. and Saemi E. 2019. Effects of late diagenesis on primary reservoir quality of a quartz arenite unit: a case study from the Lower Cretaceous successions of SW Iran. Pet. Sci. 16: 267–284.

Folk R.1974. Petrology of Sedimentary Rocks. Hemphill Publishing Co. Austin, 170 p.

Gould K. Pe-Piper G. and Piper D. 2010. Relationship of diagenetic chlorite rims to depositional facies in Lower Cretaceous reservoir sandstones of the Scotian Basin. Sedimentology, 57 (2): 587- 610.

Grigsby J.D. 2001. Origin and growth mechanism of authigenic chlorite in sandstones of the lower Vicksburg Formation, south Texas. J. Sediment. Res., 71 (1): 27- 36.

Hollis C. 2011. Diagenetic controls on reservoir properties of carbonate successions within the Albian-Turonian of the Arabian Plate. Pet Geosci, 17:223–41.

Hong D. Cao J. Wu T. Dang S. Hu W. and Yao S. 2020. Authigenic clay minerals and calcite dissolution influence reservoir quality in tight sandstones: Insights from the central Junggar Basin, NW China. Energy Geoscience, 1(1-2): 8-19.

Hu WX. Kang X. Cao J. Wang X. Fu B. and Wu H. 2018. Thermochemical oxidation of methane induced by high-valence metal oxides in a sedimentary basin, 9 (1): 1-12.

Jerram A. 2001. Visual comparators for degree of grain-size sorting in two and three dimensions. Comput Geosci, 27:485–92.

Liu Y. Hu W. Cao J. Wang X. Tang Q. Wu H. and Kang X. 2018. Diagenetic constraints on the heterogeneity of tight sandstone reservoirs: A case study on the Upper Triassic Xujiahe Formation in the Sichuan Basin, southwest China. Marine and Petroleum Geology, 92: 650-669.

Machel H. 2005. Investigations of burial diagenesis in carbonate hydrocarbon reservoir rocks. Geoscience Canada, 32(3): 103-128.

McBride E.F. 1963. A classiﬁcation of common sandstones. Journal of Sedimentary Research, 33 (3): 664-669.

Morad S. Al-Ramadan K. Ketzer J.M. and De Ros L.F. 2010. The impact of diagenesis on the heterogeneity of sandstone reservoirs: A review of the role of depositional facies and sequence stratigraphy. AAPG Bulletin, 94(8): 1267-1309.

Myrttinen A. Becker V. and Barth J.A.C. 2012. A review of methods used for equilibrium isotope fractionation investigations between dissolved inorganic carbon and CO2. Earth Sci. Rev., 115 (3): 192- 199.

Pettijohn F. Potter P. and Siever R. 1987. Sand and sandstone. 2nd ed. New York: Springer. 553 p.

Powers M. 1953. New roundness scale for sedimentary particles. J Sediment Pet. 23:117–9.

Ramm M. and Bjørlykke K. 1994. Porosity/depth trends in reservoir sandstones: assessing the quantitative effects of varying pore-pressure, temperature history and mineralogy, Norwegian Shelf data. Clay Miner. 29 (4): 475- 490.

Saïag J. Brigaud B. Portier É. Desaubliaux G. Bucherie A. Miska S. and Pagel M. 2016. Sedimentological control on the diagenesis and reservoir quality of tidal sandstones of the Upper Cape Hay Formation (Permian, Bonaparte Basin, Australia). Marine and Petroleum Geology, 77: 597-624.

Sanyal P. Bhattacharya S.K. and Prasad M. 2005. Chemical diagenesis of Siwalik sandstone: isotopic and mineralogical proxies from Surai Khola section, Nepal. Sediment. Geol., 180 (1- 2): 57- 74.

Scott, R. Simo J. and Masse J-P. 1993. Overview of economic resources in Cretaceous carbonate platforms. In: Simo J. Scott R. Asse J. (Eds.), Cretaceous Carbonate Platforms. AAPG 72: 15–24.

Seewald J.S. 2003. Organic e inorganic interactions in petroleum-producing sedimentary basins. Nature, 426: 327-333.

Setudehnia A. 1978. The Mesozoic sequence in southwest Iran and adjacent areas. J. Pet. Geol., 1:3–42.

Sharland P.R. Archer R. Casey D.M. Davies R.B. Hall S.H. Heward A.P. Horbury A.D. and Simmons M.D. 2001. Sequence stratigraphy of the Arabian Plate. GeoArabia Special Publication 2: 1-371.

Tavakoli V. 2018. Geological core analysis: a lication to reservoir characterization. Springer, Switzerland, 99 p.

Tiab D. and Donaldson E.C. 2015. Petrophysics: theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. Gulf Professional Publishing, 882 P.

Wells M. Brown R. Bowman A. Kitching D. Finucane D. and Kostic B. 2015. Early Cretaceous Deltaic Deposits of the Zubair Formation, SE Iraq: Depositional Controls on Reservoir Performance. In Third EAGE Workshop on Iraq: European Association of Geoscientists and Engineers, 1: 1-2.

Wentworth C. 1922. Scale of grade and class terms for clastic sediments. J. Geol., 30:377–92.

Worden R. Morad S. 2000. Quartz cementation in oil ﬁeld sandstones: a review of the key controversies. Quartz cementation in sandstones, 1- 20.

Worden R. and Morad S. 2003. Clay minerals in sandstones: controls on formation, distribution and evolution. In: Worden, Morad S. (Eds.) Clay Mineral Cements in Sandstones, vol. 34. International Association of Sedimentologists, Special Publication, 3- 41.

Xi K. Cao Y. Jahren J. Zhu R. Bjørlykke K. Zhang X. Cai L. and Hellevang H. 2015. Quartz cement and its origin in tight sandstone reservoirs of the Cretaceous Quantou Formation in the southern Songliao basin, China. Marine and Petroleum Geology, 66: 748-763.

Yarmohammadi S. Kadkhodaie-Ilkhchi A. Rahimpour-Bonab H. and Shirzadi A. 2014. Seismic reservoir characterization of a deep water sandstone reservoir using hydraulic and electrical flow units: a case study from the Shah Deniz gas field, the South Caspian Sea. Journal of Petroleum Science and Engineering, 118: 52-60.

Zhu S. Wang X. Qin Y. Jia Y. Zhu X. Zhang J. and Hu Y. 2017. Occurrence and origin of pore-lining chlorite and its effectiveness on preserving porosity in sandstone of the middle Yanchang Formation in the southwest Ordos Basin. Applied Clay Science, 148: 25-38.