نوع مقاله : مقاله پژوهشی
نویسندگان
1 استادیار گروه زمین شناسی نفت و حوضه های رسوبی، دانشکدۀ علوم زمین و GIS، دانشگاه شهید چمران اهواز، اهواز، ایران
2 کارشناس مناطق نفت‌خیز جنوب اهواز، اهواز، ایران
چکیده
کلیدواژه‌ها
موضوعات
عنوان مقاله [English]
نویسندگان [English]
Abstract
The Asmari Formation, the Oligo–Miocene in age, has been deposited in the Dezful Embayment and other parts of the Zagros Basin. In the Ahvaz oil field, this formation is mostly composed of limestones, dolomites, marls, and sandstones. In this study, the data of microfacies, sedimentary environment, and diagenesis of zone 7 from the Asmari Reservoir in the Ahvaz oil field were investigated. Depositional and post-depositional environments have a wide-ranging effect on rock composition and its components, leading to different reservoir properties for each sequence and affecting the rock types. Near-surface burial diagenetic conditions in meteoric and shallow burial diagenetic environments, due to the ease of entry and exit of diagenetic fluids, the initial composition of the sediment undergoes significant changes in a short period, and dissolution of unstable components or extensive cementation occurs. In this study, mixed sandstone and carbonate succession were studied in six wells from the Ahvaz oilfield. This study's results show the evidence from sedimentary environment and diagenesis, but the effect of diagenetic processes was relatively more important. Therefore, the studied succession can be considered a diagenetic reservoir. It is hoped that the results of this study can be useful in the development program of the studied field.
Keywords: Carbonate microfacies, Asmari Reservoir, Oil Field Development, Reef, Lucia Classification
Introduction
Tectonic factors, sea level changes, and climate have always been recognized as some of the most important parameters influencing sedimentation and the characteristics of sedimentary rocks (Cousino et al. 2015; Mazhar et al. 2021; Catuneanu 2022; Bachari et al. 2024). The importance of sedimentary texture and mineralogy in connection with diagenesis has long been recognized in carbonate deposits (e.g. Folk 1959; Moore 1989; Tucker and Bathurst 2009; Abdullah et al. 2023). The primary composition of carbonate rocks reflects the depositional environment conditions as well as the evolution and ecology of organisms with calcareous shells (Pomar 2020). In this study, porosity data and their relationship with depositional and diagenetic environments were examined in the Ahvaz oilfield. The main objective of this study is to determine the effects of depositional and diagenetic processes on the reservoir characteristics, porosity, and permeability of the evaluated succession.
Material & Methods
The A7 zone, which is studied here is mainly composed of limestones with some interbeds of sandstones and dolomites. A total of 300 thin sections were prepared for study from cores and drill cuttings obtained from six drilled wells. The thicknesses of the investigated succession have a range between 15 and 70 meters in the studied wells with a mean of 50 m. The thin sections prepared from these wells were subjected to detailed microfacies and diagenetic studies. This study identified the various types of porosity in the Asmari Formation carbonate rocks and classified them according to the Choquette and Pray (1970) classification. The role of each pore type in the reservoir quality of the succession was evaluated. In this study, Lucia's petrophysical classification was used for reservoir analysis (Lucia 2007). Additionally, the reservoir quality of the Asmari Formation was described using Ahr's classification (Ahr 2008).
Discussion of Results & Conclusions
Porosity can generally be divided into two groups: primary and secondary. Choquette and Pray (1970) classified porosities in carbonate rocks into three categories based on their relationship or lack thereof to the rock fabric. Porosity types such as fossil molds, dissolution vugs, moldic porosity formed by fossil dissolution, intergranular porosity in clastic parts, intercrystalline porosity in recrystallized dolomites, and fractures have been identified in the studied succession.
Porosity and permeability are two controlling parameters of reservoir quality. In this section, petrophysical logs were utilized for reservoir analysis, and based on Ahr's classification (2008), the reservoir quality of the Asmari Formation was described. Lucia (2007) examined various rock types to analyze the reservoir behavior of sedimentary facies. He defined three petrophysical classes in his diagram, each with a distinct pore size distribution. In this study, his results were used to interpret the porosity of the Asmari Formation. The Asmari reservoir in the studied field was subjected to microfacies and diagenetic studies. Microfacies studies of this formation led to the identification of 14 microfacies in five facies associations. Cementation has often caused data to shift to the left on the plot, leading to microfacies being excluded from the reservoir zone. The reef microfacies is located in Class 2 of Lucia's plot, indicating good reservoir quality, initially due to the porosity of the coral framework. Subsequent diagenetic processes, including fracture development, connected many pores and enhanced permeability in these reef microfacies. Additionally, the early marine cementation in reef microfacies prevented compaction during burial, thus preserving porosity. Some lagoon and open marine microfacies fall within Class 1, with a smaller proportion in sub-Class 1, or Class 2. The relatively poor reservoir properties of lagoon and open marine microfacies may be attributed to the presence of lime mud in the low-energy microfacies. Other lagoon and open marine microfacies are also classified within Class 2 of Lucia's plot, which can be attributed to interconnected porosity systems such as channel, fracture, and intercrystalline porosity, along with dolomitization and reduced cementation. Studies and modeling of the Asmari Formation in the investigated wells have revealed a strong freshwater influx during deposition. Such an influx of freshwater, which led to the formation of sandstone facies and abundant detrital quartz grains within the carbonate sediments of the Asmari Formation in the Ahvaz field, could have caused two significant events. Firstly, this strong freshwater flow could have enhanced the diagenetic process of dissolution in certain microfacies, as evidenced by the extensive vugs and channels observed in many carbonate microfacies. Secondly, dolomitization, resulting from the mixing of freshwater and seawater according to the Badiozamani model (1973), is observed in many microfacies. The significant role of dolomitization in enhancing the reservoir quality of some lagoon and marine microfacies is evident. The lack of detrimental diagenetic processes, especially late cementation and compaction, on reef microfacies, coupled with the energy of the depositional environment (removal of clay-filled pore spaces), are the primary reasons for the excellent reservoir quality of the studied samples from the Asmari Formation in the Ahvaz oil field. In a few studied samples of the Asmari Formation that fall outside the main 3 classes, calcite and sometimes anhydrite cement have reduced the connectivity between the pore throats of these microfacies. Tidal flat microfacies are often found in classes 1 and 2, indicating good porosity and permeability. What is certain in these microfacies is the presence of intercrystalline porosity in dolomite, the development of sedimentary structures such as birdseye and fenestral pores in these microfacies, and an increase in their permeability and reservoir quality. Furthermore, the widespread dolomitization causes changes in the geomechanical behavior of the upper intertidal microfacies and increases the potential for fracture development. Therefore, this fracture development enhances reservoir properties.
Among the studied microfacies, Mf6–8, and Mf10 exhibit the highest reservoir quality. These microfacies display an average porosity ranging from 25 to 30 percent and a permeability of 100 to 200 millidarcies. The extensive pore spaces within reef structures, coupled with lower cementation, contribute to these favorable properties in microfacies Mf6 and Mf7. Additionally, dolomitization has enhanced the reservoir quality of certain microfacies, such as Mf8. In contrast, microfacies Mf3 and Mf11 exhibit the lowest porosity and permeability due to severe cementation and compaction. Additionally, the pore size distribution varies among different microfacies, which also influences their permeability. Overall, the results indicate that reef and back-reef microfacies have a high potential for hydrocarbon production. There is a similar trend of decreasing and increasing porosity and permeability in microfacies, which supports the direct relationship between these two parameters in the Lucia plot and also indicates the presence of interconnected pores in these microfacies. Among the sub-environments, the best reservoir quality based on porosity and permeability and according to Ahr’s classification (2008) belongs to the reef, tidal flat, open marine, and lagoon sub-environments, respectively.
کلیدواژه‌ها [English]
مقدمه
عوامل تکتونیکی، تغییرات سطح دریا و آب و هوا، همواره برخی از مهم‌ترین عوامل مؤثر بر سبک رسوب‌گذاری و خصوصیات سنگهای رسوبی شناخته شدهاند (Cousino et al. 2015; Mazhar et al. 2021; Catuneanu 2022; Bachari et al. 2024). در ارتباط با نهشتههای کربناته، اهمیت بافت رسوبی و کانی‌شناسی در رابطه با فرآیندهای دیاژنتیک از گذشته شناخته شده است (برای مثال Folk 1959; Moore 1989; Abdullah et al. 2023). دلیل این موضوع آثار دیاژنتیک است که ممکن است در محیط تدفینی مشاهده شود (Wang et al. 2020). ترکیب اولیۀ سنگهای کربناته منعکس‌کنندۀ شرایط محیط رسوبی و تکامل و اکولوژی موجودات با پوستههای آهکی است (Pomar 2020). پیش‌بینی ویژگی‌های سنگشناسی توالیهای سازند مخزنی، نظیر ترکیب و بافت و ساختارهای رسوبی، پیش از عملیات حفاری در حوضۀ رسوبی، باید براساس مفروضات و محدودیت‌های مرتبط با فرآیندهای رسوب‌گذاری و دیاژنز باشد. مهم‌ترین محدودیت در این زمینه، تغییرات عمدۀ سنگهای کربناته در طول دفن و همچنین در ارتباط با اثر زیاد آبهای متئوریک در اعماق کم تدفین است (Hood et al. 2018; Immenhauser 2022). سیستمهای ژئوشیمیایی باز در یک حوضۀ رسوبی، به ایجاد تغییرات بسیار چشمگیری در ترکیب سنگ در طول فرآیند دیاژنز منجر می‌شود (Bjørlykke and Jahren 2012). در این مطالعه داده‌های تخلخل و ارتباط آنها با محیط‌های رسوبی و دیاژنتیک در تعداد 6 برش از سازند آسماری (شکل 1 الف) در میدان نفتی اهواز (شکل 1 ب) بررسی شده است. هدف اصلی این مطالعه، تعیین میزان آثار فرآیندهای رسوب‌گذاری و دیاژنتیک بر خصوصیات مخزنی و تخلخل و تراوایی توالیهای ارزیابی‌شده است.
تاریخچۀ موضوع و پیشینۀ پژوهش
سازند آسماری یکی از مخازن اصلی هیدروکربوری در حوضۀ رسوبی زاگرس است که به‌دلیل پتانسیل درخور توجه نفتی، به‌طور گسترده مطالعه شده است (برای مثال Van Buchem et al. 2010; Soleimani et al. 2015; 2020; Sohrabi et al. 2019). میدان نفتی اهواز در جنوب غربی کشور، در استان خوزستان واقع شده است. این میدان در محدودۀ زاگرس قرار دارد که یکی از مهم‌ترین نواحی نفت‌خیز ایران به شمار می‌آید. به‌طور دقیق‌تر، میدان نفتی اهواز در حوضۀ دشت خوزستان و در مجاورت رودخانۀ کارون قرار دارد. میدان نفتی اهواز در حدود 80 کیلومتری شمال غربی شهر اهواز قرار دارد و با میدان‌های نفتی رامین، مارون، شادگان، منصوری، آب‌تیمور و سوسنگرد هم‌جوار است (Motiei 1993; Amiri Bakhtiar and Noraii-Nejad 2022). سازند آسماری در تحقیقات اولیه با عنوان سکانس کرتاسه-ائوسن نام‌گذاری شد (Busk 1918). در ادامه Richardson (1924)،De Böckh et al. (1929)، Aiello (2019) و... مطالعه و سن آن به‌عنوان الیگوسن-میوسن تعیین شد. این سازند همچنین براساس خصوصیات سنگشناسی و تحلیلهای دیرینهشناسی در نواحی مختلف حوضۀ رسوبی زاگرس معرفی شد (برای مثال James and Wynd 1965; Adams and Bourgeois 1967). سازند آسماری با سن الیگومیوسن در بسیاری از مناطق فروافتادگی دزفول تهنشست یافته است. ارزیابی دقیق تخلخل، تراوایی و کیفیت مخزنی این سازند برای توسعه و بهره‌برداری بهینه از مخازن نفتی حائز اهمیت است. مطالعات متعدد با استفاده از تلفیق داده‌های رسوبی و دیاژنز، این موضوع را بررسی کرده‌اند (برای مثالBahrami et al. 2017; Ehrenberg and Baek 2019; Abbasi et al. 2021; Haghighat et al. 2021; Khazaie et al. 2022). مطالعات رسوبی و دیاژنز مذکور، نشان داده‌اند که تخلخل و تراوایی سازند آسماری به‌طور درخور توجهی تحت تأثیر عوامل مختلفی از‌جمله رخساره‌های رسوبی و فرآیندهای دیاژنتیک بوده است. فرآیندهای دیاژنتیک نظیر سیمانی‌شدن، دولومیتی‌شدن، انحلال و شکستگی، تخلخل و تراوایی سنگ را به‌طور درخور توجهی تحت تأثیر قرار می‌دهند. با افزایش عمق تدفین، سنگ تحت فشار تراکم بیشتری قرار می‌گیرد و به کاهش تخلخل و تراوایی منجر می‌شود. برخی مطالعات نیز نشان داده‌اند که توزیع تخلخل و تراوایی در سازند آسماری به‌طور ناهمگن است و زون‌های مخزنی با کیفیت‌های مختلف در آن شناسایی می‌شود (برای مثال Soleimani and Nazari 2012; Khazaie et al. 2022; Fallah-Bagtash et al. 2022). علاوه بر این، مطالعات دیاژنز نشان داده‌اند که تاریخچۀ دفن و سیالات درون حفره‌ای نقش مهمی در تکامل تخلخل و کیفیت مخزنی سازند آسماری ایفا کرده‌اند (برای مثال Haghighat et al. 2021). یافته‌های کلیدی تخلخل و تراوایی سازند آسماری، به‌طور درخور توجهی به رخسارۀ رسوبی و سطح آب دریا (برای مثال Gharechelou et al. 2016) و فرآیندهای دیاژنتیک بستگی دارد. تاریخچۀ دفن و سیالات درون حفره‌ای نقش مهمی در تکامل تخلخل و کیفیت مخزنی این سازند ایفا کرده‌اند. یافته‌های این مطالعه برای مواردی نظیر شناسایی زون‌های مخزنی با پتانسیل بالا در سازند آسماری، توسعۀ برنامه‌های حفاری و تولید بهینۀ ارزیابی ذخایر هیدروکربوری و انجام مطالعات شبیه‌سازی مخزن به کار می‌رود.
روش کار و شیوۀ انجام مطالعه
در این مطالعه توالیهای سازند مخزنی آسماری در تعداد شش چاه مطالعه شده است. سازند آسماری در میدان نفتی اهواز عمدتاً از سنگهای آهکی، دولومیتی، مارنی و ماسهسنگی تشکیل شده است، اما بخش A7 که در این مطالعه بررسی شده است، عمدتاً سنگ‌آهک با مقادیر کمتری ماسهسنگ و دولومیت است. تعداد 300 عدد مقطع نازک از مغزهها و خردههای حفاری از شش چاه بررسی‌شده، تهیه و مطالعه شده است. ضخامت توالی بررسی‌شده در چاههای مطالعه‌شده، بین 15 تا 70 متر متغیر است. مقاطع نازک تهیه‌شده از این چاهها، مورد مطالعات ریزرخسارهای و دیاژنتیک قرار گرفته است. در این مطالعه انواع تخلخل موجود در سنگهای کربناته سازند آسماری شناسایی و براساس طبقه‌بندی چوکت و پری، 1970 نام‌گذاری شدند و نقش آنها در کیفیت مخزنی توالی ارزیابی شده است. داده‌های حاصل از مطالعۀ تخلخل و تراوایی از مناطق نفت‌خیز جنوب با داده‌های مطالعۀ مقاطع نازک ادغام و نمودارهای نحوۀ توزیع تخلخل و تراوایی در ارتباط با ریزرخساره‌های رسوبی و فرآیندهای دیاژنتیک ترسیم شده است. در این مطالعه از طبقه‌بندی پتروفزیکی لوسیا برای تحلیل مخزنی استفاده شد. همچنین با استفاده از طبقه‌بندی اهر (Ahr 2008) (جدول 1) وضعیت مخزنی سازند آسماری توصیف شد.
بحث و تحلیل یافته‌های پژوهش
مطالعات تخلخل سنگهای کربناته، در فهم فرآیندهای دیاژنزی، بسیار مهم‌اند و در ارزیابی مخازن، نقش بسزایی ایفا میکنند (Moore 2001). تخلخل، درصدی از حجم کل یک سنگ بوده است که ازطریق منافذ مرتبط و غیر مرتبط به یکدیگر اشغال شده است. به این تخلخل، تخلخل کل میگویند، در حالی که تخلخل مؤثر یا مفید درصدی از حجم کل سنگ بوده است که شامل منافذ مرتبط با یکدیگر است. ذکر این نکته حائز اهمیت است که تنها تخلخل مؤثر در تولید چاه، مفید واقع می‌شود (Hanxuan et al. 2020; Anjiang et al. 2022). تخلخل غیرمفید نیز، به فضاهای خالی غیر مرتبط با یکدیگر مربوط است که به جلوگیری از عبور سیالات منجر می‌شود و تراوایی سنگ را کاهش می‌دهد.
به‌طور کلی تخلخل‌ها به دو گروه اولیه و ثانویه تقسیم می‌شود. چوکت و پری (Choquette and Pray 1970) تخلخل‌ها را در سنگهای کربناته، از‌نظر ارتباط یا ارتباط‌نداشتن با فابریک سنگ، به سه دسته تقسیم کرده‌اند که بعداً آدامز و مکنزی (Adams and Mackenzie 1998)، اصلاحاتی را در آن به وجود آوردند.
|
الف |
|
ب |
شکل 1- الف) توالیهای سنوزوییک که در آن سازند آسماری با پیکان زرد نشان داده شده است (اقتباس با تغییراتی از Schlumberger 2003)؛ ب) موقعیت جغرافیایی و ستون چینه‌شناسی یکی از چاههای مطالعه‌شده در میدان نفتی اهواز و زون A7
Fig 1- Cenozoic sequences in which the Asmari Formation is shown by a yellow arrow. (Modified after Schlumberger 2003); B) Location of the Ahvaz Oil Field and its stratigraphical column
تخلخل حفره‌ای[1] در مخزن مطالعه‌شده، نقش مؤثری در افزایش تخلخل ریزرخساره‌های دولومادستونی، مادستونی و ریزرخساره‌های دانه‌غالب سیمانیشده داشته است (شکل 2 الف). این نوع تخلخل عموماً از فابریک سنگ تبعیت نکرده و بهصورت حفرات انحلالی با نحوۀ توزیع نامنظم تشکیل شده است. تخلخل‌های نوع حفره‌ای ممکن است در ابتدا از نوع تخلخل‌های قالبی یا بیندانهای بوده باشند که بر اثر گسترش انحلال، شکل اولیۀ آنها تغییر کرده و توسعه یافته است (Moore 1989; Flügel 2012; Khan et al. 2023; Huang et al. 2023). در بسیاری از موارد در مخزن مطالعه‌شده، تخلخل‌های حفره‌ای در مسیر تخلخل‌های شکستگی و یا استیلولیتها توسعه یافتهاند. محل استیلولیتها یک بخش ضعیفتر از سنگ در زمان کاهش بار وزنی روبارۀ ناشی از چینخوردگیهای تکتونیک از هم باز و با گذر سیالات انحلال‌دهندۀ کربنات، تخلخل‌های حفره‌ای و غاری تشکیل می‌شود.
تخلخل قالبی[2] در برخی موارد در توالیهای بررسی‌شده مشاهده شد. به نظر میرسد که این نوع تخلخل بهوسیلۀ فابریک سنگ انتخاب شده و به‌طور ثانویه (عموماً طی فرآیندهای دیاژنز جوی و تدفینی) گسترش یافته است (شکل 2 الف و ب) (Bathurst 1972). به‌طور کلی مطالعات نشان داده‌اند که تخلخل قالبی هنگامی ایجاد می‌شود که انحلال بهصورت انتخابی در دانههای آراگونیتی سنگهای آهکی عمل کند و باعث ایجاد فضاهای خالی در محل دانهها شود. در موارد مشاهده‌شده در مخزن مورد مطالعه، شکل حاصل‌شده کاملاً با شکل اولیۀ دانه شباهت دارد (Moore 1989; Janjuhah et al. 2021). تخلخل درون دانه‌ای[3] در برخی موارد، اما نه زیاد، در مخزن بررسی‌شده ملاحظه می‌شود (شکل 2 پ). این نوع تخلخل در سنگهای کربناتۀ مخزن آسماری در میدان نفتی اهواز، به‌خصوص در مواردی که بهصورت بسته و غیرمفید است، اهمیت مخزنی کمتری دارد (برای مثالMoore 2001; Janjuhah et al. 2021). این نوع تخلخل ممکن است اولیه باشد و یا بعدها طی دیاژنز آغازین[4]، بر اثر تجزیۀ مواد آلی پرکنندۀ فضاهای اسکلتی موجودات آهکساز حاصل شود (Moore 2001, Rahimpour Bonab 2005). تخلخل بین بلوری یکی دیگر از انواع تخلخل شناسایی‌شده در توالی کربناتۀ آسماری است که عمدتاً در بین بلورهای دولومیت دیده می‌شود (Das et al. 2023) (شکل 2 ج و 4 الف).
کیفیت مخزنی
تخلخل و تراوایی دو پارامتر کنترل‌کنندۀ کیفیت مخزنی‌اند. در این بخش، از نمودار پتروفزیکی لوسیا برای تحلیل مخزنی استفاده و سپس بر مبنای طبقه‌بندی Ahr (2008) (جدول 1) وضعیت مخزنی سازند آسماری توصیف شد.
شکل 2- انواع تخلخل شناسایی‌شده در ریزرخساره‌های سازند آسماری در میدان مطالعه‌شده: الف: تخلخل حفره‌ای (Vuggy Porosity) (V.P) و تخلخل قالبی (Moldic Porosity) (M.P)؛ ب: تخلخل قالبی (M.P)؛ پ: تخلخل درون دانه‌ای (Inter-grains Porosity) (Ig.P)؛ ت: تخلخل شکستگی که به تخلخل کانالی تبدیل شده (Channel Porosity) (Ch.P) است و تخلخل حفره‌ای (V.P)؛ ث: تخلخل شکستگی که به تخلخل کانالی تبدیل شده است؛ ج: تخلخل بین بلوری (Inter-crystals Porosity) (Ic-P) در بین بلورهای دولومیت
Fig 2- Types of porosity in the microfacies of the Asmari Formation in the studied oilfield; A: vuggy porosity (V.P) and mold porosity (M.P); B: mold porosity (M.P); C: Intragranular porosity (Ig.P) D: Fracture porosity that became channel porosity (Ch.P) and vuggy porosity (V.P) E: Fracture porosity that became channel porosity (Ch.P) Is; F: Intercrystalline porosity (Ic.P) between dolomite crystals
جدول 1- طبقه‌بندی توصیفی شاخصهای مخزنی
Table 1- Descriptive classification of reservoir indicators
|
توصیف وضعیت مخزنی |
تخلخل (درصد) |
توصیف وضعیت مخزنی |
تراوایی(میلی دارسی) |
|
بدون کیفیت مخزنی |
5 درصد و کمتر |
بسیار ضعیف |
کمتر از 1/0 |
|
ضعیف |
5 تا 10 |
ضعیف |
1/0 تا 10 |
|
متوسط |
10 تا 20 |
متوسط |
10 تا 50 |
|
خوب |
20 تا 30 |
خوب |
50 تا 250 |
|
عالی |
- |
عالی |
250 تا 1000 و بالاتر |
لوسیا گونه‌های سنگی مختلف را به‌منظور تحلیل رفتار مخزنی رخساره‌های رسوبی بررسی کرده است (Lucia 2007). او در نمودار خود سه کلاس پتروفیزیکی را تعریف می‌کند که هر‌کدام توزیع متفاوتی از اندازۀ حفرات دارند و در این مطالعه برای تعبیر و تفسیر تخلخل مخزن آسماری، از نتایج آن استفاده شده است.
کلاس 1 شامل تمامی بافت‌های دانه‌درشت با اجزایی به‌اندازۀ 100 تا 500 میکرون است. در این کلاس بیشتر رابطه‌ای مستقیم و خطی بین تخلخل و تراوایی مشاهده می‌شود. محدوده‌هایی که اندازۀ اجزای آنها از 500 میکرون بیشتر است، به‌دلیل کم‌بودن تخلخل و در عین حال تراوایی بسیار زیاد، شکستگی در نظر گرفته می‌شوند. ریزرخساره‌های مادستونی و دولومادستونی پهنۀ جزر و مدی مخزن آسماری با این کلاس منطبق است که در آنها شکستگی‌ها گسترش یافته است.
کلاس 2 شامل بافت‌هایی با اندازۀ متوسط (20 تا 100 میکرون) است که در آن تا حدی رابطۀ خطی بین تخلخل و تراوایی برقرار است. این کلاس بیشتر با ریزرخساره‌های سندستونی و پکستونی لاگون و دریای باز مخزن آسماری انطباق دارد.
کلاس 3 مربوط به بافت‌های گل‌غالب با اجزایی ریزتر از 20 میکرون است که معمولاً فاقد تراوایی‌های بالا هستند. یکی از ویژگی‌های این کلاس، این است که با وجود تخلخل بالا، تراوایی پایینی دارد. بخش‌هایی که دارای بلورهایی ریزتر از 20 میکرون‌اند، نشان‌دهندۀ بافت دانه‌ریزتر و تفاوت بیشتر بین تخلخل و تراوایی‌اند (Lucia 1995; 1999; 2007). شکل 4 تقسیم‌بندی لوسیا را برای این بافت‌ها نشان می‌دهد. پلات داده‌های تخلخل و تراوایی سازند آسماری بر این نمودار (شکل 3) نشان می‌دهد که عمدۀ ریزرخساره‌های بررسی‌شده در کلاس‌های 1 و 2 قرار دارند. پلات این داده‌ها در این کلاس‌ها نشان‌دهندۀ ارتباط خوب بین تخلخل و تراوایی است.
مخزن آسماری در میدان مطالعه‌شده، مورد مطالعات ریزرخسارهای و دیاژنتیک قرار گرفت. مطالعات ریزرخسارهای این سازند به شناسایی تعداد 14 ریزرخساره در 5 مجموعه رخساره منجر شد. خصوصیات هر‌یک از ریزرخسارهها و مجموعه رخسارهها در جدول 2 ارائه شده است.
شکل 3- پلات مقادیر تخلخل و تراوایی به دست آمده از آنالیز مغزههای سازند آسماری در میدان مطالعه‌شدۀ نمودار لوسیا (Lucia 2007)
Fig 3- Plot of porosity and permeability values obtained from the analysis of Asmari Formation cores in the studied field on Lucia chart (Lucia 2007)
پدیدۀ سیمانی‌شدن در بسیاری موارد موجب جابه‌جایی داده‌ها به‌سمت چپ نمودار و خروج ریزرخسارهها از وضعیت مخزنی شده است. ریزرخساره‌های زیرمحیط سدی در کلاس 2 نمودار لوسیا (شکل 3) با کیفیت مخزنی خوب قرار دارند که این امر در ابتدا به‌دلیل تخلخل شبکۀ رشد مرجان است. در ادامه نیز در روند دیاژنز، گسترش شکستگی‌ها باعث اتصال بسیاری از تخلخل‌ها و افزایش تراوایی در ریزرخساره‌های سدی مرجانی شده است (شکل 5 ب و پ). همچنین گسترش سیمان‌های اولیۀ دریایی در ریزرخساره‌های سدی باعث جلوگیری از تراکم ناشی از تدفین شده و در‌نتیجه به حفظ تخلخل کمک کرده است. برخی از ریزرخساره‌های لاگونی و دریای باز در کلاس 1 و مقدار کمتری زیر کلاس 1 و یا در کلاس 2 قرار دارند. ضعف نسبی خصوصیات مخزنی ریزرخساره‌های لاگون دریای باز، ناشی از حضور گل آهکی در زمینۀ ریزرخساره‌های کم‌انرژی است (Kupecz et al. 1997; Jin et al. 2020).
حضور برخی دیگر از ریزرخساره‌های لاگون و دریای باز در کلاس 2 نمودار لوسیا (شکل 3) در ارتباط با تخلخل‌های به هم مرتبط، مانند تخلخل کانالی، شکستگی، بین بلوری و فرآیند دولومیتی‌شدن و توسعۀ کمتر سیمانی‌شدن است (شکل 5 الف). مطالعات و مدل‌سازی سازند آسماری در چاههای مطالعه‌شده نشان داده است که یک جریان قوی آب شیرین در زمان رسوب‌گذاری وارد حوضه شده است (Heidari 2023). چنین جریانی ورودی از آب شیرین، که باعث ایجاد رخسارۀ ماسهسنگی و حضور فراوان دانههای رسوبی کوارتز به درون رسوبات کربناتۀ سازند آسماری در میدان اهواز شده است، مسبب دو رخداد مهم می‌شود: نخست چنین جریان قوی آب شیرین باعث تقویت فرآیند دیاژنتیک انحلال در برخی ریزرخسارهها می‌شود، چنانچه در بسیاری از ریزرخساره‌های کربناته، حفرات و کانالهای وسیعی دیده می‌شود (شکل 2 ب، ج، 4 ب، پ و 5 الف، ب، پ و ت)؛ مورد دوم گسترش دولومیتی‌شدن بر اثر اختلاط آب شیرین و آب دریا مطابق مدل دورگ (Badiozamani 1973) است که در بسیاری از ریزرخسارهها ملاحظه می‌شود (شکل 2ج و همه تصاویر شکلهای 4 و 5). نقش پررنگ فرآیند دولومیتی‌شدن، در بهبود کیفیت مخزنی برخی از ریزرخساره‌های لاگونی و دریای مشهود است. تأثیرنداشتن فرآیندهای دیاژنزی مخرب بر ریزرخساره‌های ریف مرجانی (به‌خصوص سیمانی‌شدن تأخیری و تراکم فیزیکی) و انرژی محیط رسوب‌گذاری (حذف رسوبات گلی پرکنندۀ حفرات) از عوامل اصلی کیفیت مخزنی خوب نمونههای مطالعه‌شدۀ مخزن آسماری در میدان نفتی اهواز بوده است. در تعداد کمی از نمونههای مطالعه‌شدۀ سازند آسماری که خارج از 3 کلاس اصلی قرار دارند، سیمان‌های کلسیتی و گاه انیدریتی، ارتباط بین گلوگاه این ریزرخسارهها را کم کرده است. ریزرخساره‌های جزرومدی بیشتر در کلاس 1 و 2 قرار دارند که این امر نشان‌دهندۀ ارتباط خوب تخلخل و تراوایی در آنهاست. آنچه در این ریزرخسارهها مسلم است، وجود تخلخل بین بلورهای دولومیت (شکل 4 الف)، گسترش ساختارهای رسوبی نظیر حفرات چشم پرندهای و فنسترال در این ریزرخسارهها (شکل 4 الف) و افزایش تراوایی و کیفیت مخزنی آنهاست. همچنین گسترش دولومیتی‌شدن باعث تغییر رفتار ژئومکانیکی سنگهای ریزرخساره‌های بالای جزر و مدی و افزایش پتانسیل توسعۀ شکستگی می‌شود. بنابراین همین توسعۀ شکستگی‌ها، خصوصیات مخزنی را بهبود میبخشد.
جدول 2- ریزرخسارهها، اجزای آنها و محیط‌های رسوبی شناسایی‌شدۀ سازند آسماری در چاههای مطالعه‌شدۀ میدان نفتی اهواز
Table 2- Microfacies, their components and identified sedimentary environments of Asmari Formation in the studied wells of Ahvaz oil field
|
شماره |
کد ریزرخساره |
نام ریزرخساره |
اجزای اصلی |
اجزای فرعی |
محیط رسوبی |
|
1 |
Mf1 |
انیدریت |
انیدریت |
گل آهکی |
پهنۀ جزر و مدی |
|
2 |
Mf2 |
سندی دولومادستون |
دولومیت،کوارتز |
گل آهکی |
پهنۀ جزر و مدی |
|
3 |
Mf3 |
سندی مادستون |
گل آهکی، کوارتز |
- |
پهنۀ جزر و مدی |
|
4 |
Mf4 |
سندی بایومادستون |
کوارتز، |
میلیولیده، تکستولاریا |
لاگون |
|
5 |
Mf5 |
پلوئید بایوکلاست مادستون-وکستون |
پلوئید |
میلیولیده، تکستولاریا |
لاگون |
|
6 |
Mf6 |
میلیولیده پکستون |
میلیولیده |
پلوئید، تکستولاریا |
لاگون |
|
7 |
Mf7 |
کورال فریمستون |
کورال |
|
سد ریفی |
|
8 |
Mf8 |
کورال بایو فلوتستون |
کورال |
فرامینیفر |
سد ریفی |
|
9 |
Mf9 |
بایوکلاست فلوتستون |
براکیوپود، دوکفهای، |
|
دریای باز |
|
10 |
Mf10 |
بایوکلاست وکستون- مادستون |
خرده های براکیوپود، دوکفهای و اکینوئید |
|
دریای باز |
|
11 |
Mf11 |
نومولیت بایوکلاست فلوتستون-پکستون |
نومولیت |
|
دریای باز |
|
12 |
Mf12 |
رد آلجیا فلوتستون |
جلبک قرمز |
براکیوپود، دوکفهای |
دریای باز |
|
13 |
Mf13 |
بریوزوآ بایوکلاست فلوتستون |
بریوزوآ |
براکیوپود، دوکفهای، جلبک قرمز |
دریای باز |
|
14 |
Mf14 |
سندستون |
کوارتز |
|
دریاچۀ دهانهای |
شکل 4- تخلخل و دولومیتی‌شدن در ریزرخساره‌های لاگونی الف: دولومیتی‌شدن گسترده در ریزرخسارۀ سندی مادستون و وجود تخلخل‌های به هم مرتبط؛ ب: تخلخل کانالی همراه تخلخل بین بلوری در ریزرخسارۀ سندی دولومادستون؛ پ: دولومیتی‌شدن در زمینۀ ریزرخسارۀ میلیولید پکستون و ایجاد تخلخل بین بلوری به هم مرتبط؛ ت: تخلخل کانالی و دولومیتی‌شدن و ایجاد تخلخل بین بلوری گسترده در ریزرخسارۀ میلیولید پکستون
Fig 4- Porosity and dolomitization in the lagoon microfacies A: extensive dolomitization in the sandy mudstone microfacies, note the presence of connected porosities, B: channel porosity with intercrystalline porosity in the sandy dolomudstone microfacies; C: dolomitization in the Miliolid packston microfacies and developing connected intercrystalline porosities; D: channel porosity and dolomitization and the creation of extensive intercrystalline porosity in Miliolid packston microfacies
ریزرخساره‌های دولومیتی به‌سبب وجود تخلخل‌های بین بلوری و انحلالی دارای تخلخل و تراوایی نسبتاً خوب‌اند و در قسمتهای میانی و بالایی کلاس 1 و 2 نمودار قرار میگیرند. در برخی نمونهها، ترکیب فرآیندهای انحلال و دولومیتی‌شدن سبب ایجاد کانالهایی برای عبور سیالات شده است. بنابراین فرآیندهای دولومیتی‌شدن و انحلال در کنار ریز‌شکستگی، نقش بسیار زیادی در افزایش کیفیت مخزنی سازند آسماری داشتهاند. بر مبنای طبقه‌بندی توصیفی Ahr (2008) و براساس میزان تخلخل، وضعیت مخزنی ریزرخسارهها و زیرمحیطها در جدول 3 ارائه شده است.
شکل5- تخلخل و دولومیتی‌شدن در ریزرخساره‌های دریای باز: الف: تخلخل کانالی گسترده در ریزرخسارۀ نومولیت بایوکلست پکستون؛ ب: تخلخل بین بلوری و به هم مرتبط در ریزرخسارۀ کورال فریمستون که سیمانی‌شدن ثانویه در آن گسترش نیافته است؛ پ: تخلخل حفره‌ای گسترده در ریزرخسارۀ کورال فریمستون؛ ت: تخلخل کانالی و دولومیتی‌شدن به‌همراه تخلخل بین بلوری در ریزرخسارۀ نومولیت بایوکلست پکستون
Fig 5- Porosity and dolomitization in open marine microfacies; A: Extensive channel porosity development in the bioclast Nummulite packstone microfacies; B: Intercrystalline and connected porosity in the coral framestone microfacies where secondary cementation has not expanded; C: Extensive vuggy porosity development in coral framestone microfacies; D: Channel porosity and dolomitization along with intercrystalline porosity in bioclast nummulite packstone microfacies
در بین ریزرخساره‌های بررسی‌شده بر مبنای تخلخل، بهترین ریزرخسارهها به ترتیب ریزرخساره‌های Mf6، Mf7، Mf8 و Mf10 هستند که دارای تخلخل عالی‌اند و کمترین تخلخل نیز مربوط به ریزرخساره‌های Mf3 و Mf11 هستند. بیشترین تراوایی نیز متعلق به ریزرخسارۀ Mf6 و Mf7 است که به محیط‌های ریف و پشت ریف مربوط‌اند (جدول 2). همچنین کمترین نیز متعلق به ریزرخسارۀ Mf12 و Mf3 است که به محیط‌های رسوبی دریای باز و بالای جزر و مدی مربوط‌اند (جدول 2). آنچه مشهود است، روند مشابه کاهش و افزایش تخلخل و تراوایی در ریزرخسارههاست که مؤید رابطۀ مستقیم این دو پارامتر در نمودار لوسیاست و همچنین نشان‌دهندۀ وجود تخلخل‌های به هم مرتبط در این ریزرخسارههاست. در بین زیر محیط‌های رسوبی نیز، بهترین کیفیت مخزنی بر مبنای تخلخل و تراوایی و براساس رده‌بندی Ahr(2008)، به ترتیب متعلق به زیر محیط‌های سد، جزرومدی، دریای باز و لاگون است. طیف وسیعی از فرآیندهای بافتی و دیاژنزی، گسترش تخلخل و تراوایی را در سنگهای کربناته کنترل میکنند (Yousef et al. 2023; Khan et al. 2023).
جدول 3- طبقه‌بندی کمی و کیفی کیفیت مخزنی ریزرخسارهها و کمربندهای رخسارهای سازند آسماری
Table 3- Quantitative and qualitative classification of reservoir quality of microfacies and facies belts of Asmari Formation
|
ریزرخساره |
تخلخل (درصد) |
تراوایی (میلی دارسی) |
ریزرخساره |
تخلخل (درصد) |
تراوایی (میلی دارسی) |
||||
|
میانگین |
تفسیر |
میانگین |
تفسیر |
میانگین |
تفسیر |
تراوایی |
تفسیر |
||
|
Mf1 |
8/17 |
متوسط |
590 |
عالی |
Mf8 |
65/21 |
عالی |
88 |
خوب |
|
Mf2 |
5/19 |
متوسط |
1318 |
عالی |
Mf9 |
55/19 |
متوسط |
380 |
عالی |
|
Mf3 |
8/15 |
متوسط |
395 |
عالی |
Mf10 |
5/21 |
عالی |
706 |
عالی |
|
Mf4 |
37/19 |
متوسط |
508 |
عالی |
Mf11 |
5/15 |
متوسط |
6/47 |
خوب |
|
Mf5 |
52/14 |
متوسط |
202 |
عالی |
Mf12 |
6/17 |
متوسط |
14 |
متوسط |
|
Mf6 |
3/23 |
عالی |
1698 |
عالی |
Mf13 |
65/17 |
متوسط |
7/201 |
خوب |
|
Mf7 |
68/21 |
عالی |
1680 |
عالی |
|||||
|
زیر محیط |
تخلخل (درصد) |
تراوایی (میلی دارسی) |
زیر محیط |
تخلخل (درصد) |
تراوایی (میلی دارسی) |
||||
|
جزرومدی |
33/19 |
متوسط |
1200 |
عالی |
سد |
23 |
متوسط |
1698 |
عالی |
|
لاگون |
5/16 |
متوسط |
346 |
عالی |
دریای باز |
86/16 |
متوسط |
383 |
عالی |
در میدان‌های هیدروکربنی، بیشتر ریزرخساره‌های دانه‌غالب مانند گرینستون، معمولاً خصوصیات مخزنی خوبی دارند (Honarmand and Amini 2012). این پدیده در ارتباط با خصوصیات بافتی رخساره‌های دانه غالب است که در ارتباط با انرژی بالا و مداوم محیط نهشت آنهاست. در کنار رخساره‌های دانه‌پشتیبان، ریزرخساره‌های دیگر مربوط به نواحی پرانرژی محیط رسوب‌گذاری، مانند فریمستونهای مرجانی نیز، به چند دلیل دارای پتانسیل مخزنی خوبی‌اند. در ریزرخساره‌های مرجانی نیز سرعت بالای رشد تودههای مرجانی باعث ایجاد حجم زیادی از تخلخل موسوم به تخلخل چارچوبی می‌شود. نکتۀ دیگر اینکه سدهای مرجانی در مقابل امواج دریای باز و محیطی با انرژی مداوم و بالا هستند که این عامل باعث خروج ذرات دانه‌ریز پرکنندۀ فضاهای خالی می‌شوند، سنگ را تمیز میکنند و اجازۀ پر‌شدن تخلخل‌ها را نمیدهند. دلیل سوم نیز پمپاژ بالای آب دریا به درون شبکۀ اسکلتی ریف است که باعث سیمانی‌شدن سریع و شدید اولیه می‌شود. تشکیل سیمان‌های اولیه از تراکم فیزیکی ناشی از وزن طبقات بالا جلوگیری می‌کند و باعث حفظ تخلخل اولیه می‌شود. ورود ذرات آواری به درون حوضۀ رسوبی باعث توقف رشد و گسترش مرجانها و از این جهت باعث کاهش گسترش رخساره‌های مخزنی مناسب می‌شود. دولومیتی‌شدن نیز با گسترش در ریزرخساره سبب افزایش کیفیت مخزنی می‌شود. بلورهای تبخیری نیز با پر‌کردن حفرات و شکستگی‌ها، اثر مخربی هم بر کیفیت مخزن و هم کیفیت نفت داشته است. آنچه مشهود است، نقش پررنگ فرآیندهای دیاژنزی به‌خصوص دولومیتی‌شدن در افزایش کیفیت مخزنی این توالی است.
نتیجه
نتایج این مطالعه نشان داد که ریزرخساره‌های Mf6 و Mf7 در سازند آسماری به‌دلیل قرارگیری در محیط‌های رسوبی پرانرژی و فرایندهای دیاژنتیکی مناسب، بالاترین کیفیت مخزنی را دارند. این یافته‌ها با مطالعات پیشین سازند مخزنی آسماری تا حد زیادی همخوانی دارد و نشان‌دهندۀ اهمیت محیط‌های رسوبی ریفی در تشکیل مخازن کربناته است. با این حال، مطالعات آینده با نمونه‌گیری گسترده‌تر و استفاده از مدل‌های عددی پیشرفته‌تر، به درک دقیق‌تر مکانیسم‌های کنترل‌کنندۀ کیفیت مخزنی در این سازند کمک می‌کند. نتایج این تحقیق در برنامه‌ریزی اکتشاف و توسعۀ میدان‌های نفتی مشابه استفاده می‌شود. مطالعۀ خصوصیات مخزنی سازند آسماری در میدان نفتی اهواز، نشان داد که از بین ریزرخساره‌های شناسایی‌شده، ریزرخساره‌های Mf6، Mf7، Mf8 و Mf10 دارای بهترین خصوصیت مخزنی با تخلخل عالی‌اند. از طرف دیگر، ریزرخساره‌های Mf3 و Mf11 ضعیفترین خواص مخزنی را نشان دادند. همچنین نتایج پژوهش پیش رو نشان داد که بیشترین تراوایی نیز متعلق به ریزرخسارۀ Mf6 و Mf7 از مجموعهی رخسارهای ریف و پشت ریف است. در مقابل، کمترین مقادیر تراوایی مربوط به ریزرخساره‌های Mf12 و Mf3 از محیط‌های کم‌انرژی رسوبی دریای باز و بالای جزر و مدی است. روند مشابه کاهش و افزایش تخلخل و تراوایی در ریزرخسارهها دیده می‌شود که این امر مؤید رابطۀ مستقیم این دو پارامتر در نمودار لوسیا و همچنین نشان‌دهندۀ وجود تخلخل‌های به هم مرتبط در ریزرخسارههاست. در بین زیر محیط‌های رسوبی نیز، بهترین کیفیت مخزنی بر مبنای تخلخل و تراوایی به ترتیب متعلق به زیر محیط‌های سد، جزرومدی، دریای باز و لاگون است. مطالعۀ مقاطع نازک مربوط به هر‌یک از محیط‌های رسوبی نشان داد در مواردی که رخساره‌های محیط‌های کم‌انرژی نظیر پهنۀ جزر و مدی، دریای باز و لاگون دارای خصوصیات مخزنی خوب‌اند، فرآیندهای دیاژنتیک نظیر شکستگی‌ها و انحلال در آنها رخ داده است. این امر نشان می‌دهد علاوه بر محیط رسوبی، دیاژنز نیز بسیار در بهبود کیفیت مخزنی سازند آسماری اثر داشته است. بنابراین درمجموع میتوان مخزن را یک مخزن رسوبی-دیاژنتیک دانست.
سپاسگزاری
در انتهای این تحقیق، بسیار از شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب سپاسگزاری میکنیم که این طرح را به‌عنوان طرح صنعتی حمایت‌شده قرار دادند. همچنین به‌جهت ارائۀ داده و راهنمایی بسیار از ایشان سپاسگزاریم. از هیئت‌مدیرۀ انجمن رسوب‌شناسی ایران بسیار متشکریم که این مقاله را در فهرست مقالات برگزیده برای چاپ در مجلات علمی و پژوهشی قرار دادند. در پایان از معاونت پژوهش و فناوری دانشگاه شهید چمران اهواز بسیار ممنون و سپاسگزاریم که این تحقیق را در قالب گرنت شمارۀ SCU.E1401.110 حمایت کردند.
[1] Vuggy porosiyu
[2] Moldic type porosity
[3] Intra-particle porosity
[4] Early diagenesis
[5] Micro Fracture Porosity
[6] Collapse
[7] Slump
)