Evaluation of porosity, permeability, and reservoir quality of the Asmari Formation using sedimentary facies and diagenesis data in the Ahvaz oil field

Document Type : Research Paper

Authors

1 Assistant Professor, Department of Petroleum and Sedimentary Basin Geology, Faculty of Earth Sciences and GIS, Shahid Chamran University of Ahvaz, Ahvaz, Iran

2 Experts in the National Iranian South Oil Company, Ahvaz, Iran

Abstract

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.

Keywords

Main Subjects

Full Text

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).

یکی دیگر از انواع تخلخل که در مخزن مورد‌ مطالعه‌ به‎‍خوبی گسترش یافته است، تخلخل حاصل از شکستگی[5] است (شکل 2 ت و ث). این نوع تخلخل عمدتاً تحت تأثیر فروریزش[6]، انحلال، ریزش[7] و نیرو‎‍های تکتونیکی در داخل رسوبات و طبقات آهکی ایجاد می‎‍شود (Bloomfield et al. 2005). با افزایش تأثیر فرآیند انحلال در رسوبات، این تخلخل به تخلخل برشی تبدیل می‎‍شود (Flügel 2004).

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

References

Abbasi S. Pourmorad S. and Mohanty A. 2021. Investigation of petrographic and diagenetic properties of Asmari reservoir cap rock, SW Iran. Journal of Human, Earth and Future, 2: 248-257. Doi: 10.28991/HEF-2021-02-03-06
Abdullah G. M. El Aal A. A. Radwan A. E. Qadri T. and Aly N. 2023. The influence of carbonate textures and rock composition on durability cycles and geomechanical aspects of carbonate rocks. Acta Geotechnica, 18(1): 105-125.
Adams A. E. and Mackenzie W. S. 1998. A Colour Atlas of Carbonate Sediments and Rocks Under the Microscope. London: Manson Publishing; distributed by Oxford University Press. 180 p.
Adams T. Bourgeois F. 1967. Asmari biostratigraphy: Iranian oil operating companies. Geol. Explor. Div. Rep. 1074:34.
Ahr W. M. 2008. A new genetic classification of carbonate porosity and its application to reservoir characterization. In American Association of Petroleum Geology Annual convention (Abstract), San Antonio, Apr (p. 20-23).
Aiello G. 2019. Introductory chapter: an introduction to the stratigraphic setting of Paleozoic to Miocene deposits based on paleoecology, facies analysis, chemostratigraphy and chronostratigraphy-concepts and meanings. In New Insights into the Stratigraphic Setting of Paleozoic to Miocene Deposits-Case Studies from the Persian Gulf, Peninsular Malaysia and South-Eastern Pyrenees. 94 p. Intech Open. DOI: 10.5772/intechopen.85516.
Amiri Bakhtiar H. and Noraii-Nejad M. R. 2022. Zagros Stratigraphy: Cenozoic. Tarava Press, 242 p. [In Persian].
Anjiang S. H. E. N. Xianying L. U. O. Anping H. U. Zhanfeng Q. I. A. O. and Zhang J. 2022. Dolomitization evolution and its effects on hydrocarbon reservoir formation from penecontemporaneous to deep burial environment. Petroleum Exploration and Development, 49(4): 731-743. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(22)60306-9
Bachari M. Belkhiria W. Negra M. H. Grosheny D. and Soltani A. 2024. Tectonic controls on Late Cretaceous sedimentation on the southern Tethyan passive margin, Tunisia: New evidence of structural segmentation and early basin inversion. International Geology Review, 66(8): 1501-1518.
https://doi.org/10.1080/00206814.2023.2243498
Badiozamani K. 1973. The dorag dolomitization model, application to the middle Ordovician of Wisconsin. Journal of Sedimentary Research, 43(4): 965-984. https://doi.org/10.1306/74D728C9-2B21-11D7-8648000102C1865D
Bahrami F. Moussavi-Harami R. Khanehbad M. Gharaie M. H. M. and Sadeghi R. 2017. Identification of pore types and pore facies for evaluating the diagenetic performance on reservoir quality: a case study from the Asmari Formation in Ramin Oil Field, SW Iran. Geosciences Journal, 21: 565-577.
Bathurst R. G. 1972. Carbonate Sediments and their Diagenesis. Elsevier. 658 p.
Bjørlykke K. and Jahren J. 2012. Open or closed geochemical systems during diagenesis in sedimentary basins: Constraints on mass transfer during diagenesis and the prediction of porosity in sandstone and carbonate reservoirs. AAPG Bulletin, 96(12): 2193-2214. https://doi.org/10.1306/04301211139
Bloomfield J. P. Barker J. A. and Robinson N. 2005. Modeling fracture porosity development using simple growth laws. Groundwater, 43(3): 314-326.  
https://doi.org/10.1111/j.1745-6584.2005.0039.x
Busk H. G. Mayo H. T. 1918. Some notes on the geology of the Persian Oilfelds. J. Instit. Petrol. Technol. 5: 5–16.
Catuneanu O. 2022. Principles of Sequence Stratigraphy. Elsevier. ‏ 486 p.
Choquette P. W. and Pray L. C. 1970. Geologic nomenclature and classification of porosity in sedimentary carbonates. AAPG Bulletin, 54(2): 207-250. https://doi.org/10.1306/5D25C98B-16C1-11D7-8645000102C1865D
Cousino L. K. Becker R. H. and Zmijewski K. A. 2015. Modeling the effects of climate change on water, sediment, and nutrient yields from the Maumee River watershed. Journal of Hydrology: Regional Studies, 4: 762-775. https://doi.org/10.1016/j.ejrh.2015.06.017
Das A. Das S. and Ghosh A. 2023. Origin of Dolomite. JDC GeoBytes, 22-32.
De Böckh H. Lees G. M. Richardson F. D. S. 1929. Contribution to the stratigraphy and tectonics of the Iranian ranges 1. In: Revival: the structure of Asia. Routledge, p. 58–176.
Ehrenberg S. N. and Baek H. 2019. Deposition, diagenesis and reservoir quality of an Oligocene reefal-margin limestone succession: Asmari Formation, United Arab Emirates. Sedimentary Geology, 393: 105535. https://doi.org/10.1016/j.sedgeo.2019.105535
Fallah-Bagtash R. Adabi M. H. Nabawy B. S. Omidpour A. and Sadeghi A. 2022. Integrated petrophysical and microfacies analyses for a reservoir quality assessment of the Asmari dolostone sequence in the Khesht Field, SW Iran. Journal of Asian Earth Sciences, 223: 104989. https://doi.org/10.1016/j.jseaes.2021.104989
Flügel E. 2004. Microfacies of Carbonate Rocks: analysis, interpretation and application. Springer, Berlin Heidelberg: New York, 976p.
Flügel E. 2012. Microfacies analysis of limestones. Springer Science & Business Media, 634p.
Folk R L. 1959. Practical petrographic classification of limestone, American Associate Petroleum Geology Bulletin, 43: 1– 38.
Gharechelou S. Daraei M. and Amini A. 2016. Pore types distribution and their reservoir properties in the sequence stratigraphic framework: a case study from the Oligo-Miocene Asmari Formation, SW Iran. Arabian Journal of Geosciences, 9: 1-19.
Haghighat A. Aleali M. Ghadimvand N. Jahani D. and Maleki Z. 2021. Depositional and diagenetic impact on reservoir quality of the Asmari carbonate reservoir, Naft-Sefid Oilfield, SW Iran. Geopersia, 11(1): 219-243. Doi:  10.22059/GEOPE.2020.309894.648576
Hanxuan Y. A. N. G. Anping H. U. Zheng J. Liang F. Xianying L. U. O. Yuexing F. E. N. G. and Anjiang S. H. E. N. 2020. Application of mapping and dating techniques in the study of ancient carbonate reservoirs: A case study of Sinian Qigebrak Formation in northwestern Tarim Basin, NW China. Petroleum Exploration and Development, 47(5): 1001-1013. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(20)60112-4
Heidari A. Faraji M. and Shokri N. 2023. Sedimentation and after sedimentation history and their effects on reservoir quality of Asmari Formation in Ahvaz oil field. Iranian Journal of Geology, 17 (66): 41-55. [In Persian].
Huang H. Li M. Yang C. and Zheng L. 2023. A comparison of hydrocarbon generation and expulsion in carbonate and argillaceous source rocks using semi-open pyrolysis experiments. Marine and Petroleum Geology, 155: 106382. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2023.106382
Honarmand J. and Amini A. 2012. Diagenetic processes and reservoir properties in the ooid grainstones of the Asmari Formation, Cheshmeh Khush Oil Field, SW Iran. Journal of Petroleum Science and Engineering, 81: 70-79. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2011.12.022
Hood A. Planavsky N. J. Wallace M. W. and Wang X. 2018. The effects of diagenesis on geochemical paleoredox proxies in sedimentary carbonates. Geochimica et Cosmochimica Acta, 232: 265-287. https://doi.org/10.1016/j.gca.2018.04.022
Immenhauser A. 2022. On the delimitation of the carbonate burial realm. The Depositional Record, 8(2): 524-574.  https://doi.org/10.1002/dep2.173
Kupecz J. A. Gluyas J. and Bloch S. 1997. Reservoir quality prediction in sandstones and carbonates: An overview.  American Association of Petroleum Geologists.
Khan M. A. Khan T. Ali A. Bello A M. and Radwan A E. 2023. Role of depositional and diagenetic controls on reservoir quality of complex heterogenous tidal sandstone reservoirs: An example from the Lower Goru formation, Middle Indus Basin, Southwest Pakistan. Marine and Petroleum Geology, 154: 106337. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2023.106337
Khazaie E. Noorian Y. Kavianpour M. Moussavi-Harami R. Mahboubi A. and Omidpour A. 2022. Sedimentological and diagenetic impacts on porosity systems and reservoir heterogeneities of the Oligo-Miocene mixed siliciclastic and carbonate Asmari reservoir in the Mansuri oilfield, SW Iran. Journal of Petroleum Science and Engineering, 213: 110435. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110435
Lucia F. J. 1995. Rock-fabric/petrophysical classification of carbonate pore space for reservoir characterization. AAPG Bulletin, 79(9): 1275-1300. https://doi.org/10.1306/7834D4A4-1721-11D7-8645000102C1865D
Lucia F. J. 1999. Characterization of petrophysical flow units in carbonate reservoirs: discussion. AAPG Bulletin, 83(7): 1161-1163. https://doi.org/10.1306/E4FD2EA1-1732-11D7-8645000102C1865D
Lucia F. J. 2007. Rock-Fabric Classification. Carbonate Reservoir Characterization: An Integrated Approach, 29-67.
James G. Wynd J. 1965. Stratigraphic nomenclature of Iranian oil consortium agreement area. AAPG Bull. 49(12): 2182–2245. DOI:10.1306/A663388A-16C0-11D7-8645000102C1865D
Janjuhah H. T. Kontakiotis G. Wahid A. Khan D. M. Zarkogiannis S. D. and Antonarakou A. 2021. Integrated porosity classification and quantification scheme for enhanced carbonate reservoir quality: Implications from the miocene malaysian carbonates. Journal of Marine Science and Engineering, 9(12): 1410. https://doi.org/10.3390/jmse9121410
Jin Z. Liang T. Yi S. Wei K. Gao B. and Shi L. 2020. Depositional environment, diagenetic evolution, and their impact on the reservoir quality of the carboniferous KT-Ⅱ carbonate in the zhanazhol reservoir, Pre-Caspian Basin, Kazakhstan. Marine and Petroleum Geology, 117: 104411. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104411
Mazhar N. Mirza A I. Abbas S. Akram M. A. N. Ali M. and Javid K. 2021. Effects of climatic factors on the sedimentation trends of Tarbela Reservoir, Pakistan. SN Applied Sciences, 3: 1-9.
Moore G. 2001. Corporate social and financial performance: An investigation in the UK supermarket industry. Journal of Business Ethics, 34: 299-315.
Moore J M. 1989. Geology along the lithoprobe transect between the guichon creek batholith and okanagan lake; B.C. Ministry of Energy, Mines and Petroleum Resources, Fieldwork 1988, Paper 1989-1, 93-98.
Motiei H. 1993. Stratigraphy of Zagros. Geological Survey of Iran Publication, Tehran, 536 p. [In Persian].
Paluszny A. and Matthai S K. 2010. Impact of fracture development on the effective permeability of porous rocks as determined by 2‐D discrete fracture growth modeling. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 115 (B2).  https://doi.org/10.1029/2008JB006236
 Pomar L. 2020. Carbonate systems. In Regional geology and tectonics. Elsevier. P. 235-311.
Rahimpour Bonab H. 2005. Carbonate Lithology, Diagenesis Relation and Porosity Evolution. Tehran University Press, Tehran, 487 p. [In Persian].
Richardson R K. 1924. The geology and oil measures of south-west Persia. Journal Institute Petroleum Technology, 10: 256–283.
Schlumberger, 2003. Islamic Republic of Iran, Reservoir Optimization Conference, Schlumberge, 137 p.
Soleimani B. and Nazari F. 2012. Petroleum reservoir simulation, Ramin Oil Field, Zagros, Iran. International Journal of Modeling and Optimization, 2(6):672.
Soleimani B. and Zamani F. 2015. Preliminary petroleum source rock evaluation of the Asmari–Pabdeh reservoirs, Karanj and Parsi oil fields, Zagros, Iran. Journal of Petroleum Science and Engineering, 134: 97-104. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2015.07.016
Soleimani B. Zahmatkesh I. and Sheikhzadeh H. 2020. Electrofacies analysis of the Asmari reservoir, Marun oil field, SW Iran. Geosciences Journal, 24: 195-207.
Sohrabi M. Y. T. Soleimani B. Ahmadi V. Jahani D. and Ghadimvand N. K. 2019. Investigation of sequential stratigraphy, microfacies, sedimentary environment and diagenesis processes of Asmari Formation in interior Fars areas, Iran (Farashband, Sarvestan, Kalestan).
Van Buchem F. S. P. Allan T. L. Laursen G. V. Lotfpour M. Moallemi A. Monibi S. and Vincent B. 2010. Regional stratigraphic architecture and reservoir types of the Oligo-Miocene deposits in the Dezful Embayment (Asmari and Pabdeh formations) SW Iran. Geological Society, London, Special Publications, 329(1): 219-263. https://doi.org/10.1144/SP329.10
Wang W. Lin C. Zhang X. Dong C. Ren L. and Lin J. 2020. Effect of burial history on diagenetic and reservoir-forming process of the Oligocene sandstone in Xihu sag, East China Sea Basin. Marine and Petroleum Geology, 112: 104034. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2019.104034
‏Yousef Morozov V. P. Kolchugin A. N. and Leontev A. 2023. Impact of microfacies and diagenesis on the reservoir quality of Upper Devonian carbonates in Southeast Tatarstan, Volga-Ural Basin, Russia. Petroleum Research, 8(3): 386-403.
 https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2022.10.006
 
Journal of Stratigraphy and Sedimentology Researches
Volume 40, Issue 3 - Serial Number 96
Journal of Stratigraphy and Sedimentology Researches , Vol. 40, Issue 3, No. 96, Autumn 2024
October 2024
Pages 69-86

Files

Share

How to cite

Statistics