بررسی هیدرودینامیکی و هیدروشیمی در مخازن نفتی: مخزن آسماری میدان رگ سفید
محورهای موضوعی : Petroleum Geologyبهمن سلیمانی 1 * , عبداله مؤمنی فیض آباد 2 , موسی ظهراب زاده 3
1 - گروه زمین شناسی نفت دانشکده علوم زمین دانشگاه شهید چمران اهواز-اهواز-ایران
2 - گروه زمين‌شناسي نفت و حوضه های رسوبی، دانشگاه شهید چمران اهواز
3 - مناطق نفت خیز جنوب
کلید واژه: جریان هیدرودینامیکی, مخزن آسماری, هیدروشیمی, نمودار پایپر,
چکیده مقاله :
شناخت ویژگی¬های هیدرودینامیکی مخازن نفتی در یک میدان می¬تواند در درک رفتاری میدان و میزان بهره¬برداری از آن بسیار مفید باشد. مطالعه کنونی در زمره اولین تلاشها برای بررسی جریان هیدرودینامیکی بوده که در مخزن آسماری میدان رگ¬سفید صورت گرفته است. سطح تماس آب-نفت¬(WOC) در یال شمالی 200 متر بالاتر از یال جنوبی بوده در نتیجه سطح پتانسیومتری آبده به صورت اریب است. نمودارهای پایپر و ترکیبی از اختلاط دو نوع آب شور کلروره سدیک با TDI بالا¬تر با آب تیپ بیکربناته کلسیک- منیزیک با TDI پایین¬تر در مخزن حکایت دارند. منشأ شورابه¬های کلروره سدیک از بخش¬های نمکی سازند گچساران و منشأ آبهای بیکربناته کلسیک- منیزیک از بخش¬های آهکی- دولومیتی سازند آسماری است. این موضوع توسط نمودار عمق در برابر TDI نیز تایید می شود. مطالعه نقشه هیدرودینامیک و خطوط جریان نشان دهنده یک جریان پیوسته از سمت شمال¬شرق به سمت غرب و جنوب¬غربی میدان بصورت جریان نسبتأ قوی در کوهانک غربی و جریان ضعیف¬تری در بخش یال شمالی می¬باشد. اندیس تولید و داده های فشاری در بخش جنوبی- جنوبغربی میدان شرایط بهتری را نشان می دهد. با توجه به ورودی جریان از سمت شمال¬شرق به سمت نواحی غربی و جنوب¬غربی قویاً توصیه می¬گردد حفاری در بخش غربی میدان متمرکز و برنامه تزریق آب در سمت شمال¬شرقی صورت گیرد.
The evaluation of hydrodynamic characteristics can be a useful tool to understand the field behavior and production efficiency. The present study is an attempt to clarify hydrodynamic flow in the Asmari reservoir of the Rage Safid oil field. Water oil contact (WOC) depth is 200m lesser in northern flank than southern part. The results indicated that the aquifer potentiometric surface is tilted. The Piper and Composition diagrams are showing the mixing process of two water types including Cl-Na type with higher TDI and calcic-magnesic bicarbonate type with lower TDI in the reservoir water. The first one is sourced from salt horizons of Gachsaran Formation and the second one is from limestone-dolomitic parts of the Asmari Formation. This result is also verified by TDI to depth plot. Hydrodynamic maps and fluids trends are showing a continuous flow from NE to W-SW of the field. This flow is relatively strong in western and south western part. Generally, production index and pressure data indicate a suitable condition in southern –southwestern part of the field. By considering fluid flux from NE to W-SW it is strictly proposed to focus drilling program in the western part and the water injection program in the north eastern part of the field.