Investigating the role of microfacies, depositional conditions and diagenesis on the quality of the reservoir section, Ilam Formation (Santonian-Campanian) in one of the fields in southwestern Iran, Dezful embayment
Subject Areas : Petroleum Geology
Seyedeh Akram Jooybari
1
,
Peyman Rezaei
2
*
,
Majid Mehdipour
3
1 - 1- PhD in Sedimentology and sedimentary petrology, University of Hormozgan
2 - دانشگاه هرمزگان
3 - Master of Petroleum Geology, Petroleum Engineering Development Company, Tehran
Keywords: Reservoir quality, Sedimentary environment, Ilam Formation, Dezful embayment,
Abstract :
The Ilam formation is one of the important carbonate oil reservoirs of the Zagros and Dezful embayment basins. In order to identify the microfacies and depositional conditions and diagenesis processes, 100 microscopic thin sections from one well of this reservoir in one of the Dezful embayment oil fields were evaluated. Porosity and permeability data were used to check reservoir quality. The petrographic study led to the identification of 9 microfacies belonging to the facies belts of lagoon, barier, middle ramp and outer ramp, which were deposited in the homoclinal ramp environment. The most important diagenesis processes identified in Ilam reservoir include cementation, dissolution, fracture, micriteization, stylolitization, and dolomitization. Based on the qualitative classification of the reservoir and Lucia's petrophysical diagrams, the lagoon facies and the middle ramp have an average reservoir status, and the carbonate barier facies and the outer ramp have a weak reservoir status. The reservoir quality of the lagoon and middle ramp facies is related to the existence of interconnected and channel porosities. Due to strong cementation and the presence of unrelated porosity such as mold porosity, the carbonate barier facies has low permeability and has a poor reservoir status. In general, the Ilam Formation in the studied field is in a weak state in terms of reservoir, which can be important in addition to the facies controllers in relation to the lack of expansion of fracture and dolomitization and the excessive expansion of cementation in these facies. Therefore, the Ilam Formation in the studied field has a weak reservoir performance due to diagenetic processes, despite having more shallow sequences than deep ones.
1. جویباری، س ا.، رضائی، پ.، مهدی پور،م. 1401. بررسی توان مخزنی سازند سروک (سنومانین-تورونین) با تاکید بر واحدهای جریانی و تعیین ارتباط آن با ریزرخسارههای رسوبی این مخزن در یکی از میادین نفتی استان خوزستان، زاگرس چین خورده. زمین شناسی کاربردی پیشرفته، دوره12، شماره4، آنلاین#
2. حسنی گیو، م.، ابرقانی، آ. 1388. بررسی نقش ریزرخساره ها و نوع تخلخل در کیفیت مخزنی سازند ایلام در یکی از میادین نفتی ناحیه دزفول شمالی، دشت آبادان. مجله علوم دانشگاه تهران، جلد 35، شماره3، ص 53 تا 62#
3. حسینی، ک.، رضائی، پ، کاظم شیرودی، س.، معینی،م.1398.بررسی ارتباط ریزریزریزرخساره‌ها، محیط رسوبی، دیاژنز و کیفیت مخزنی سازند میشریف (سنومانین آغازین- تورونین) در میدان نفتی اسفند، شمال خاوری خلیج فارس. نشریه پژوهش های چینه نگاری و رسوب شناسی، دوره 35، شماره2، ص 109 تا 134.#
4. سلیمانی،ب. روانشاد، م.، لرکی، ا.1397. تأثیر تغییرات سنگشناسی و پارامترهای پتروفیزیکی بر پتانسیل نفتی مخزن ایلام (کرتاسه بالایی)، در میدان نفتی اهواز، جنوب غرب ایران. فصلنامه علمی علوم زمین، دوره 28، شماره109، ص121 تا132.#
5. عباسپور، ا.، مهرابی، ح.، رحیم پوربناب،ح.، زمان نژاد،ا. 1401.بازسازی محیط رسوبی، تاریخچه دیاژنزی و کیفیت مخزنی سازند ایلام در یکی از میادین نفتی ناحیه لرستان، غرب ایران، دوفصلنامه رسوب شناسی کاربردی، دوره 10، شماره19، ص 13 تا 34.#
6. مهماندوستی، ا، عبدالملکی، س.، قلاوند، ه.1396. ریزرخساره ها، محیط رسوبی و دیاژنز سازند ایلام در یکی از میدان های نفتی دشت آبادان، دوفصلنامه رسوب شناسی کاربردی، دوره 5، شماره9، ص 21 تا 39.#
7. Abedpour, M., Afghah, M., Ahmadi, V., & Dehghanian, M. S. (2018). Microfacies, Sequence stratigraphy, Facies analysis and Sedimentary environment of Neocomian in Kuh-e-Siah section (Arsenjan area, SW of Iran). Iranian Journal of Earth Sciences, 10(2), 142-157.#
8. Ahr W.M., 2008. Geology of Carbonate Reservior. John Wiley and Sons. Inc, 277p#
9. Alsharhan, A.S., Nairn, A.E.M. and Mohammed, A.A.,1993. Late Palaeozoic Glacial Sediments of the Southern Arabian Peninsula: Their Lithofacies and Hydrocarbon Potential. Marine and Petroleum Geology, 10, 71-78.#
10. Basso, M., Belila, A. M. P., Chinelatto, G. F., Souza, J. P. D. P., & Vidal, A. C. (2021). Sedimentology and petrophysical analysis of pre-salt lacustrine carbonate reservoir from the Santos Basin, southeast Brazil. International Journal of Earth Sciences, 110(7), 2573-2595..#
11. Bathurst, R.G.C., 1975, Carbonate sediment and their diagenesis: Development in Sedimentology 12, Elsevier, Amsterdam, 658 p.#
12. Bordenave, M. L., and Hegre, J. A., 2005. The influence of tectonics on the entrapment of oil in the Dezful Embayment, Zagros Foldbelt, Iran, Journal of PetroleumGeology, Vol. 28(4), pp 339 – 368.#
13. Cantrell, D. L., Shah, R. A., Ou, J., Xu, C., Phillips, C., Li, X. L., & Hu, T. M. (2020). Depositional and diagenetic controls on reservoir quality: Example from the upper Cretaceous Mishrif Formation of Iraq. Marine and Petroleum Geology, 118, 104415., D. L., Shah, R. A., Ou, J., Xu, C., Phillips, C., Li, X. L., & Hu, T. M. (2020). Depositional and diagenetic controls on reservoir quality: Example from the upper Cretaceous Mishrif Formation of Iraq. Marine and Petroleum Geology, 118, 104415.#
14. Dunham, R.J., 1962. Classification of carbonate rocks according to depositional texture. In: Ham WE (ed) Classification of carbonate.#
15. Flugel, E., 2010. Microfacies of carbonate rocks. Springer-Verlag, Berlin, 976 p.#
16. Geel, T., 2000. Recognition of stratigraphic sequences in carbonat platform and slope deposits: empirical models based on microfacies analysis of Palaeogene deposits in southeastern Spain. Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology, 155,211–238.#
17. Ghabeishavi, A., H. Vaziri-Moghaddam, A. Taheri,and F. Taati, 2010. Microfacies anddepositional environment of the Cenomanian of the Bangestananticline, SW Iran: Journal of Asian Earth Sciences, v.37, p. 275-285.#
18. Ghabeishavi, A., Vaziri-Moghaddam, H., Taheri, A., Taati, F., 2010. Microfacies and depositional environment of the Cenomanian of the Bangestan anticline, SW Iran. J Asian Earth Sci 37,275–285#
19. Hottinger, L., 1997. Shallow benthic foraminiferalassemblages as signal for depth of their deposition and their limitation: Society Geology FranceBulletin, v. 168, p. 491− 505.#
20. Ibrahem, Y., Morozov, V. P., Sudakov, V., Idrisov, I., & Kolchugin, A. N. (2022). Sedimentary diagenesis and pore characteristics for the reservoir evaluation of Domanik formations (Semiluksk and Mendymsk) in the central part of Volga-Ural petroleum province. Petroleum Research, 7(1), 32-46#
21. James, G.A., Wynd, J.G.,1965. Stratigraphic nomenclature of Iranian oil- Journal of Science, 307, 1064-1095.#
22. Jooybari, A., Rezaie, P.,2017. Petrophysical evaluation of the Sarvak formation based on well logs in Dezful Embayment, Zagros Fold Zone, south west of Iran. Engineering, Technology & Applied Science Research, 7(1), 1358-1362#
23. Khodaei, N., Rezaee, P., Honarmand, J., & Abdollahi-Fard, I. (2021). Controls of depositional facies and diagenetic processes on reservoir quality of the Santonian carbonate sequences (Ilam Formation) in the Abadan Plain, Iran. Carbonates and Evaporites, 36(2), 1-24.#
24. Khodaei, N., Rezaee, P., Honarmand, J., Abdollahi-Fard, I., 2021. Controls of depositional facies and diagenetic processes on reservoir quality of the Santonian carbonate sequences (Ilam Formation) in the Abadan Plain, Iran. Carbonates and Evaporites, 36(2), 1-24. #
25. Lapponi, F., Casini, G., Sharp, I., Blendinger, W, Fernández, N., Romaire, I., Hunt D., 2011. From outcrop to 3D modelling: a case study of a dolomitized carbonate reservoir, Zagros Mountains, Iran. Petroleum Geoscience 17,145-158.#
26. Lucia, F.J., 2007. Carbonate reservoir characterization: An integrated approach. Springer Berlin, 366 p.#
27. Mehrabi, H., Bagherpour, B., & Honarmand, J. (2020). Reservoir quality and micrite textures of microporous intervals in the Upper Cretaceous successions in the Zagros area, SW Iran. Journal of Petroleum Science and Engineering, 192, 107292.#
28. Messadi, A. M., Mardassi, B., Ouali, J. A., & Touir, J. (2019). Diagenetic process as tool to diagnose paleo-environment conditions, bathymetry and oxygenation during Late Paleocene-Early Eocene in the Gafsa Basin. Carbonates and Evaporites, 34(3), 893-908.#
29. Mohajer, M. D., Afghah, M., Dehghanian, M., & Zakariaii, S. J. S. (2022). Biozonation, microfacies analysis and depositional environment of the Cenomanian sediments (Sarvak Formation) in South Zagros Basin (SW Iran). Carbonates and Evaporites, 37(3), 1-21.#
30. Nazemi, M., Tavakoli, V., Rahimpour-Bonab, H., & Sharifi-Yazdi, M. (2021). Integrating petrophysical attributes with saturation data in a geological framework, Permian–Triassic reservoirs of the central Persian Gulf. Journal of African Earth Sciences, 179, 104203.#
31. Omidpour, A., Mahboubi, A., Moussavi-Harami, R., & Rahimpour-Bonab, H. (2022). Effects of dolomitization on porosity–Permeability distribution in depositional sequences and its effects on reservoir quality, a case from Asmari Formation, SW Iran. Journal of Petroleum Science and Engineering, 208, 109348.#
32. Pomar, L., 2001. Types of carbonate platforms: a genetic approach. Basin research, 13(3), 313-334.#
33. Pomar, L.,1991. Reef geometries, erosion surfaces and high‐frequency sea‐level changes, upper Miocene Reef Complex, Mallorca, Spain. Sedimentology, 38(2), 243-269.#
34. Qi, M., Han, C., Ma, C., Liu, G., He, X., Li, G., ... & Cheng, X. (2022). Identification of Diagenetic Facies Logging of Tight Oil Reservoirs Based on Deep Learning—A Case Study in the Permian Lucaogou Formation of the Jimsar Sag, Junggar Basin. Minerals, 12(7), 913.#
35. Ravanshad, M. S., Soleimani, B., Larkee, E., & Soleimani, M. (2017). petrophysical evaluation and reservoir quality of ilam formation (late cretaceous), ahvaz oil field, dezful embayment, sw iran. Petroleum & Coal, 59(2).#
36. Read, J.F., 1985. Carbonate platform facies models. Am Assoc Pet Geol Bull, 69,1-21. #
37. Rebelle, M., Umbhauer, F., Poli, E., 2009. Pore to Grid Carbonate Rock-Typing. International Petroleum Technology Conference, International Petroleum Technology Conference.#
38. Rezaie, P., Jooybari, A., Pour, M. M., Gorbani, M., 2016. Factor Controlling Reservoir Properties and Flow Unit Determination in the Ilam Formation of Dezfol Embayment at Zagros Fold-Thrust Belt, Southwest of Iran. Open Journal of Geology, 6(07), 660. #
39. Salifou, I. A. M., Zhang, H., Boukari, I. O., Harouna, M., & Cai, Z. (2021). New vuggy porosity models-based interpretation methodology for reliable pore system characterization, Ordovician carbonate reservoirs in Tahe Oilfield, North Tarim Basin. Journal of Petroleum Science and Engineering, 196, 107700.#
40. Sharland, P. R., Archer, R., Casey, D. M., Davies, R. B., Hall, S. H., Heward, A. P., Horbury A. D., Simmons, M. D., 2001. Arabian plate sequence stratigraphy. Geo-Arabia Special Publication, 2, 371.#
41. Soleimani, B., Ahmadi Nabi, M., & Jahani, D. (2022). Microfacies, Sedimentary Environment and Diagenetic Processes Analysis of Ilam Formation in Gachsaran Oil Field, Zagross Basin. Journal of Petroleum Research.#
42. Wang, L. (2022). Three Dimensional Geological Modeling for Mixed Reservoir of F Oilfield in Middle East. In International Field Exploration and Development Conference (pp. 1659-1671). Springer, Singapore.#
43. Wilson, J., 1975. Carbonate Facies in Geological History. Springer, Berlin, 471 p.#
44. Yadav, P. K., Das, M., & Ray, S. (2022). Geology, petrology, and geochemistry of the Mesoproterozoic Kaimur Group of rocks of the Vindhyan Supergroup, Eastern India: implications for depositional environment and sequence stratigraphy. Journal of Sedimentary Environments, 1-27.#
45. Yang, J., Wang, E., Ji, Y., Wu, H., He, Z., Zhang, J., ... & Feng, Y. (2021). Diagenetic facies and reservoir porosity evaluation of deep high-quality clastic reservoirs: A case study of the Paleogene Shahejie Formation, Nanpu Sag, Bohai Bay Basin, China. Energy Exploration & Exploitation, 39(4), 1097-1122.#
نشریه علمی– پژوهشی زمین شناسی نفت ایران سال یازدهم، شماره 21، بهار و تابستان 1400ص16-32
Iranian Journal of Petroleum Geology No. 21, Spring & Summer 2021, pp 16-32
Dor:20.1001.1.22518738.1400.11.21.3.1
بررسی نقش ریزرخسارهها، شرایط ته نشینی و دیاژنز بر کیفیت بخش مخزنی، سازند ایلام (سانتونین-کامپانین) در یکی از میادین جنوب باختری ایران، فروبوم دزفول
سیده اکرم جویباری1 ، پیمان رضائی2*، مجید مهدی پور3
1-دکتری رسوب شناسی و سنگ شناسی رسوبی دانشگاه هرمزگان، بندرعباس، ایران
2-دانشیار گروه زمین شناسی دانشگاه هرمزگان، بندرعباس، ایران
3-کارشناس ارشد زمین شناسی نفت شرکت توسعه مهندسی نفت، تهران، ایران
*p.rezaee@hormozgan.ac.ir
دريافت مهرماه 1401، پذيرش آبان 1401
چکیده
سازند ایلام یکی از مخازن نفتی کربناتی مهم حوضه زاگرس و فروبوم دزفول است. به منظور شناسایی ریزرخساره و شرایط تهنشینی و فرآیندهای دیاژنزی تعداد 100 مقطع نازک میکروسکوپی از یک چاه این مخزن در یکی از میادین نفتی فروبوم دزفول مورد ارزیابی قرار گرفت. از دادههای تخلخل و تراویی برای بررسی کیفیت مخزنی استفاده شد. مطالعه پتروگرافی منجر به شناسایی 9 ریز رخساره متعلق به کمربندهای رخسارهای لاگون، پشته کربناته، رمپ میانی و رمپ خارجی گردید که در محیط رمپ کربناته تک شیب نهشته شدهاند. مهمترین فرآیندهای دیاژنزی شناسایی شده مخزن ایلام شامل سیمانشدگی، انحلال، شکستگی، میکرایتی شدن، استیلولیتزایی و دولومیتی شدن هستند. بر مبنای طبقهبندی کیفی مخزن و نمودارهای پتروفیزیکی لوسیا رخسارههای لاگون و رمپ میانی وضعیت مخزنی متوسط و رخسارههای پشته کربناته و رمپ خارجی وضعیت مخزنی ضعیفی دارند. کیفیت مخزنی رخسارههای لاگون و رمپ میانی در ارتباط با وجود تخلخلهای بهم مرتبط و کانالی میباشد. رخسارههای پشته کربناته نیز به دلیل سیمانی شدن شدید و وجود تخلخلهای غیرمرتبط مانند تخلخل قالبی، دارای تراوایی پایینی است و وضعیت مخزنی ضعیفی دارد. به طور کلی سازند ایلام در میدان مورد مطالعه به لحاظ مخزنی در وضعیت ضعیفی قرار دارد که این مهم میتواند علاوه بر کنترل کنندههای رخسارهای در ارتباط با عدم گسترش شکستگی و دولومیتی شدن و گسترش بیش از حد سیمانی شدن در این رخسارهها باشد. از این رو سازند ایلام در میدان مورد مطالعه با وجود توالی کم عمق رسوبی به دلیل فرآیندهای دیاژنتیکی از عملکرد مخزنی ضعیفی برخوردار میباشد.
کلمات کلیدی: کیفیت مخزنی، محیط رسوبی، سازند ایلام، فروبوم دزفول
1-مقدمه
بررسی کیفیت مخزنی مخازن نفتی یکی از مهمترین مراحل برای بهره برداری از میادین نفتی میباشد. مهمترین مرحله مباحث مخزنی، شناخت ارتباط بین ویژگیهای رسوبشناسی با خواص مخزنی، مطالعات پتروگرافی و مقایسه نتایج حاصل از آن با دادههای تخلخل و تراوایی مغزه میباشد [20، 22، 30]. توزیع سه بعدی خواص مخزنی در مخازن هیدروکربوری با توزیع فرایندهای زمین¬شناسی کنترل می¬شود. این فرایندها خود به دو بخش رسوبی و دیاژنزی تفکیک میشوند [43]. اگرچه توزیع سه بعدی خواص پتروفیزیکی، بطور اولیه، با الگوی توزیع بافتها و رخسارههای رسوبی کنترل میشود، اما مطالعات مخزن حاکی از این است که خواص پتروفیزیکی موجود در مخازن کربناته تا حد زیادی با آنچه در رسوبات کربناته جدید مشاهده میشود، متفاوت است [9، 11، 26، 38]. بخش زیادی از کیفیت مخزنی میتواند توسط سنگشناسی، بافت و رخساره رسوبی کنترل شود اما ویژگیهای دیاژنزی ثانویه نیز میتواند تاثیر قابل توجهی در بهبود یا کاهش کیفیت مخزنی داشته باشد [13، 27، 31]. مطالعه ریزرخسارهها و تعیین محیط رسوبی در کنار بررسی فرآیندهای دیاژنزی به ارائه الگویی کاربردی برای بررسیهای مخزنی و اکتشاف ذخایر هیدروکربنی منجر میشود [8، 29].
|
|
شکل 1- موقعیت فروبوم دزفول و تقسیمات ساختاری پهنه زاگرس [6] و جایگاه چینهشناسی سازند ایلام در این پهنه [21].
بنابراین برای بررسی توزیع خواص مخزنی، مطالعات رخسارهای و دیاژنزی و مقایسه این نتایج با دادههای تخلخل و تراوایی امری مناسب و ضروری میباشد. از جمله پژوهشهای مشابه فارسی که بر روی مخازن نفتی ایران انجام شده است میتوان به پژوهشهای سلیمانی و همکاران [4]، حسینی و همکاران [3]، عباس پور و همکاران [5] و جویباری و همکاران [1] اشاره نمود. نمونه پژوهشهای لاتین را میتوان به مطالعات روانشاد و همکاران [35]، جویباری و همکاران [22]، خدائی و همکاران [24] و سلیمانی و همکاران [42] نام برد. تجمع ستبر و عظیم رسوبات به سن کرتاسه در حوضه زاگرس و فروبوم دزفول در برگیرنده ذخایر هیدروکربنی بسیار بزرگ و مهم از نظر اقتصادی میباشد [10، 24، 38]. سازند ایلام یکی از مهمترین مخازن کربناتی کرتاسه، زون زاگرس میباشد. این تحقیق تلاش دارد ریزرخسارههای رسوبی، شرایط ته نشینی و کیفیت مخزنی بخش مخزنی سازند ایلام را در یکی از میادین نفتی واقع در زون فروبوم دزفول، مورد بررسی قرار دهد.
2-موقعیت جغرافیایی و زمینشناسی
میدان مورد مطالعه در جنوب غرب ایران ، استان خوزستان و در زون ساختاری فروبوم دزفول قرار دارد. کمربند چین خورده زاگرس در قسمت میانی کمربند کوهزایی زاگرس با روند شمال باختری- جنوب خاوری یکی از مهمترین کمربندهای هیدروکبوری خاورمیانه میباشد. توالی کرتاسه خاورمیانه و زاگرس دارای دو ناپیوستگی مهم آپتین پسین و تورونین میانی میباشند [10، 41]. توالی آلبین – سانتونین حوضه زاگرس شامل سازندهای کژدمی، سروک، سورگاه و ایلام میباشد [21]. سازند ایلام به سن سانتونین تا کامپانین در میدان مورد مطالعه با ستبرای 185 متر عمدتاً متشکل از سنگ آهک به رنگ‌های کرم، سفید متمایل به خاکستری و گاهی قهوهای روشن میباشد. مرز بالایی سازند ایلام با سازند گورپی همشیب است و مرز پایین آن با یک ناپیوستگی که همان ناپیوستگی بعد از تورونین میباشد، بر روی سازند سروک قرار دارد. سازند ایلام در میدان مورد مطالعه به زون های A، B و C تقسیم میشود که زون های A و B زون های مخزنی نیستند و مغزهای از آنها تهیه نشده است و این مطالعه بر بخش مخزنی سازند ایلام یعنی زون C متمرکز میباشد.
3-مواد و روشها
در این پژوهش تعداد 100 مقطع نازک میکروسکوپی از مغزه¬های یک چاه از سازند ایلام به منظور تعیین ریزرخسارهها و فرآیندهای دیاژنزی مورد بررسی قرار گرفت. نامگذاری ریزرخسارهها بر اساس طبقه بندی دانهام [14] و تفسیر شرایط ته نشینی با کمک رخسارهها و مدلهای رسوبی استاندارد فلوگل [15] و ویلسون [44] انجام شد. به منظور ارزیابی خواص مخزنی از تخلخل و تراوایی پلاگ های 109متر مغزه یک چاه استفاده گردید. به منظور بررسی کیفیت مخزنی از کلاسبندی پتروفیزیکی لوسیا [26] و طبقه بندی کیفی اهر [9] استفاده گردید. لازم به توضیح است که کلیه تصاویر میکروسکوپی برگرفته از آرشیو و گزارشهای داخلی میدان مورد مطالعه میباشد.
4-بحث و بررسی
1-4- محیط رسوبی
تعیین ریزرخسارهها و شرایط تهنشینی به منظور آشنایی و شناخت ویژگیهای مخزنی در میدانهای نفتی امری متداول و رایج میباشد [10]. نخستين گام در مطالعۀ ريزرخساره، شناسايي و نامگذاري اجزاي تشکيل دهندۀ آن است. بر اساس مطالعههاي انجام شده روي مقاطع نازک تهيه شده 9 ریزرخساره آهکی در قالب 5 گروه A، B، C،D و E شناسایی شدهاند که در ادامه این ریزرخسارهها و ویژگی های آنها شرح داده میشود:
ریزرخسارههای گروه A
MF1: ریزرخساره مادستون- وکستون میلیولیدی
بافت این ریزرخساره عمدتاً مادستون میباشد. آلوکمهای تشکیل دهنده این ریز رخساره عمدتاً فرامینیفرهای پورسلانوز (میلیولید) میباشد، پلوئید و بیوکلست‌های میکرایتی شده از دیگر آلوکمهای تشکیل دهنده این ریزرخساره میباشند. اکینوئید و خردههای دو کفهای از اجزای فرعی این رخساره میباشند (شکل2-A). تنوع کم مجموعه فسیلی این ریزرخساره میتواند بیانگر چرخش محدود آب یا احتمالاً شرایط ویژه حرارت و تأمین مواد غذایی باشد. فراوانی میلیولیدها، نشانگر لاگونهای محدود شده و یا محیط‌های پشت ریف نسبتاً غنی از مواد غذایی میباشد، همچنین با توجه به فراوانی میلیولیدها و فقدان فوناهای دریای باز، محیط تشکیل این رخساره، مربوط به لاگون میباشد [16، 19]. این ریز رخساره مشابه ریزرخساره RMF16 فلوگل [15] محیط لاگون متعلق به رمپ داخلی میباشد.
MF2: ریزرخساره وکستون-پکستون فرامنیفردار
این ریزرخساره دارای بافت وکستون تا پکستون و فرامینیفرهای بنتیک با تنوع بالا (Miliolids, Nezzazata, Alveolinids) به عنوان اجزا اصلی میباشد. اجزای فرعی نیز شامل خردههای رودیست، اکینوئید و برخی دوکفه‌ای‌ها میباشد (شکل2-B). وجود فرامنیفرهای بنتیک مانند میلیولیدا و نزازتا وهمچنین زمینه میکرایتی موید محیط رسوبی با چرخش محدود آب همچون لاگون هستند [16]. این ریزرخساره معادل RMF13 فلوگل[15] و در محیط لاگون متعلق به رمپ داخلی قرار دارد.
MF3: ریزرخساره وکستون-پکستون رودیستی فرامنیفردار
بافت این ریزرخساره وکستون تا پکستون میباشد. رودیست و فرامینیفرهای بنتیک اجزای اصلی و پلوئید به مقدار بسیار کم، اکینوئید، دوکفهای نیزاجزای فرعی این رخساره میباشند. عمده فرامنیفرهای بنتیک این ریزرخساره شامل Miliolid, Nezzazata, Alveolinids, Orbitolinids میباشند (شکل2-C). حضوراین قطعات رودیست به همراه آلوکم‍هایی که در بالا ذکر شد نشان دهنده نهشت این ریزرخساره در بخش‌های کم عمق لاگون در مجاورت سد میباشد [16، 18، 19]. این ریزرخساره معادل RMF20 فلوگل [15] در لاگون از زیر محیط رمپ داخلی میباشد.
ریزخسارههای گروه B
MF4: ریزرخساره گرینستون بیوکلستدار
بافت این ریزرخساره گرینستون است و اجزای اصلی این ریزرخساره شامل فرامینیفرهایی نظیر میلیولید میباشد که در زمینه‍ای از سیمان اسپارایتی قرار گرفتهاند. در برخی از مقاطع نازک، میکرایت نیز به مقدار بسیار کم قابل مشاهده است. اجزا فرعی نیز شامل خردههای رودیست و اینتراکلست به مقدار کم، میباشد (شکل2-D). وجود بافت گرینستونی، ناچیز بودن گل آهکی و همچنین جورشدگی و گردشدگی نسبتاً خوب دانهها مؤید تشکیل این ریزرخساره در یک محیط پر انرژی میباشد [18]. این ریزرخساره معادل RMF27 فلوگل [15] مربوط به پشته کربناته از زیر محیط رمپ داخلی میباشد.
MF5: ریزرخساره گرینستون اینتراکلستی پلوئیدی بیوکلستدار
اين ریزرخساره يك پكستون تا گرينستون است. اجزاي اصلي اين ریزرخساره شامل فرامينيفرهايي نظير ميليوليد و پلوئيد مي‌باشد كه در زمينه‌اي از سيمان اسپارايتي قرار گرفتهاند. در برخي از مقاطع نازک، ميكرايت نیز به مقدار بسيار كم قابل مشاهده است. همچنين خردههای رودیست و اینتراکلست نيز به مقدار كم در آن وجود دارد. جورشدگی و گردشدگی دانهها نسبتاً خوب است (شکل 2-E) . وجود بافت گرينستوني و ناچیز بودن گل آهکی مؤيد تشكيل اين ریزرخساره در يك محيط پر انرژي مي‌باشد. این ریزرخساره نیز با داشتن بافت گرینستونی و سیمان اسپارایتی به یک محیط پر انرژی نظیر پشته‌های کربناته نسبت داده میشود [15، 17]. اين ریزرخساره به محيط رسوبي پشتة کربناته از رمپ داخلي نسبت داده مي‌شود. این ریزرخساره معادل RMF27 فلوگل [15] از پشته کربناته میباشد.
MF6: ریزرخساره گرینستون اینتراکلستی بیوکلستدار
نام این ریزرخساره گویای این است که بافت آن دانه پشتیبان و گرینستونی است. همچنین اجزای اصلی تشکیل دهنده آن که شامل اینتراکلست و خردههای بیوکلستی (نظیر اکینوئید) که میکرایتی شده میباشد؛ است. پلوئید نیز در برخی مقاطع به مقدار بسیارکم دیده میشود (شکل2-F). این رخساره نیز همانند ریزرخساره قبل با داشتن بافت گرینستونی و سیمان اسپارایتی به یک محیط پر انرژی نظیر پشته‌های کربناته نسبت داده میشود [15، 17، 18]. این ریزرخساره معادل RMF27 فلوگل [15] از پشته کربناته در زیر محیط رمپ داخلی میباشد.
شکل 2- A: ریزرخساره ریزرخساره وکستون میلیولیدی B: ریزرخساره پکستون فرامنیفردار C: ریزرخساره پکستون رودیستی فرامنیفردارD: ریزرخساره گرینستون بیوکلستدار E: ریزرخساره گرینستون اینتراکلستی بیوکلستدار F: ریزرخساره گرینستون اینتراکلستی پلوئیدی بیوکلستدار G: پکستون میکروبیوکلستی H: پکستون پلوئیدی حاوی سوزن اسفنج I: پکستون اکینوئیدی
ریزرخسارههای گروه C
MF7: وکستون - پکستون میکروبیوکلستی
این ریزرخساره یک وکستون تا پکستون دانه‌ریز است و اجزای اصلی تشکیل دهنده آن به ترتیب فراوانی شامل خردههای بیوکلاستی رودیست و اکینوئید و به میزان کم پلوئید و فرامنیفرهای غیرقابل شناسایی میباشد. ویژگیهای آلوکمهای این ریزرخساره به طور کامل حفظ نشده است (شکل 5-G) که بیانگرحمل و نقل از قسمتهای بالای حوضه میباشد [15، 36]. این ریزرخساره تقریباً معادل RMF7 فلوگل [15] در محیط رمپ میانی قرار می‌گیرد.
.
MF8: ریزرخساره وکستون - پکستون پلوئیدی حاوی سوزن اسفنج
بافت این رخساره وکستون تا پکستون در بیشتر مواقع وکستون است. اجزای اصلی این رخساره به ترتیب فراوانی شامل پلوئید و اسپیکول اسفنج میباشند. ازتشکیل دهنده‌های فرعی این رخساره میتوان به الیگوستژین و در موارد معدودی فرامنیفرهای بنتیک اشاره کرد (شکل2-H). محیط رسوبی این رخساره را با توجه به تشکیل دهنده‌های فوق میتوان قسمتهای عمیق رمپ میانی تا اوایل رمپ خارجی در نظر گرفت [16، 19]. این ریزرخساره تقریباً معادل RMF1 فلوگل [15] مربوط به قسمت انتهایی رمپ میانی و قسمت ابتدایی رمپ خارجی میباشد .
ریزرخسارههای گروه D
MF9: وکستون - پکستون اکینوئیدی
بافت این ریز رخساره وکستون تا پکستون در بعضی از مقاطع گل پشتیبان است. آلوکم اصلی این ریز رخساره قطعات بیوکلست از نوع اکینودرم میباشد و قطعاتی از جلبک سبز، الیگوستژین و اینتراکلست به مقدار کم اجزای فرعی آن را تشکیل می‌دهند (شکل2-I). فراوانی موجودات استنوهالین نظیر اکینودرم و وجود فسیل‌های دریای باز نظیر الیگوستژین در بافت گل پشتیبان نشان دهنده شرایط محیطی کم انرژی بخش‌های کم عمق دریای بازاست [15، 36، 44]. این ریزرخساره معادل RMF2 فلوگل [15] مربوط به رمپ خارجی میباشد.
2-4. تفسیر محیط رسوبی
ریزرخساره های گروه A دارای بافت مادستونی تا پکستونی همراه با فرامنیفرهای بنتیک به زیر محیط لاگون از بخش رمپ داخلی تعلق دارند. قطعات دوکفهای، رودیست و فرامنیفرهای بنتیک، آلوکمهای شاخص این ریزرخسارهها هستند که نشان دهنده تهنشست آنها در زیرمحیط لاگون کم عمق و پرنور میباشد [10، 36]. مشابه این ریزرخسارهها برای سازند ایلام در پژوهش حسنی گیو و ابرقانی [2] و خدائی و همکاران [23] گزارش شده است. ریزرخسارههای گروه B دارای بافت گرینستونی با گردشدگی و جورشدگی خوب آلوکمها میباشند. آلوکمهای این ریزرخسارهها نیز قطعات رودیستی و فرامنیفرهای بنتیک میباشد. این گروه رخسارهای با بافت گرینستونی نشان دهنده پشته کربناته پرانرژی میباشند [44]. مشابه این ریزرخسارهها برای سازند ایلام در پژوهش حسنی گیو و ابرقانی [2] و خدائی و همکاران [23] گزارش شده است. ریزرخسارههای گروه C شامل پکستون های حاوی سوزن اسفنج و آلوکمهای خرد شده میباشد. خرد شدگی آلوکم ها و وجود این ترکیب رخسارهای نشان دهنده شرایط موقت نسبتا پرانرژی میباشد . این زیرگروه نشان دهنده رمپ میانی و بخش شیبدار رمپ میانی میباشند [12]. زیرگروه D با داشتن فونای پلاژیک در نبود فرامهای بنتیک به زیرمحیط رمپ خارجی تعلق دارند. مشابه این گروه ریزرخسارهای برای سازند ایلام در پژوهش حسنی گیو و ابرقانی [2] و مهماندوستی و همکاران [7] گزارش شده است.
شکل 3- ستون سنگ چینه نگاری و موقعیت ریزرخسارههای سازند ایلام در توالی مورد مطالعه
شکل 4- مدل رسوبی سازند ایلام در گستره مورد مطالعه
بررسی ستون چینهشناسی سازند ایلام در میدان مورد مطالعه (شکل3) نشان میدهد که کمربند رمپ میانی و لاگون نسبت به دیگر کمربندها گسترش بیشتری دارد و این مهم نشان دهنده بخش کم عمق تا نیمه عمیق حوضه رسوبی در محدوده مورد مطالعه میباشد هرچند این کم ژرفا بودن در حدی نبوده که رخسارههای جزر و مدی نهشته شوند. در زمان کرتاسه بالایی آب و هوای حارهای مرطوب برقرار بوده و شرایط برای گسترش رودیستها فراهم شده بود اما این موجودات به دلیل عدم توانایی اتصالات سه بعدی امکان تشکیل ریفهای سدی مشابه مرجانها را نداشتهاند [33، 36]. با توجه به این مهم یعنی غیبت ریفهای سدی بزرگ و در کنار آن بررسی مجموعه ریزرخسارههای سازند ایلام و مقایسه آن با کمربندهای ریز رخسارههای استاندارد ویلسون [44] و فلوگل [15]، مشخص گردید که سازند ایلام در محدوده مورد مطالعه تحت شرایط محیط یک رمپ کربناته تک شیب یا هموکلینال نهشته شده است (شکل4). مشابه این محیط برای سازند ایلام زاگرس، توسط پژوهشگران دیگری از جمله حسنی گیو ابرقانی [2] و مهماندوستی و همکاران [6] برای سازند ایلام گزارش شده است.
3-4. فرآیندهای دیاژنزی
فرآیندهای دیاژنتیکی، کنترل کننده اختصاصات مخزن هستند و با استفاده از مطالعه فرآیندهای دیاژنتیکی کیفیت مخازن را میتوان پیشبینی نمود [34، 46]. فرآیندهای دیاژنزی متنوع، می‌توانند با شدتهای مختلف بر روی ویژگیهای پتروفیزیکی مانند تخلخل کل و مؤثر، تراوائی و اندازه حفرات گلوگاهی و توزیع آنها، تأثیر گذاشته و زون‌هایی با ویژگیهای پتروفیزیکی متفاوت پدید آورند [17، 34]. بررسی مقاطع نازک میکرسکوپی نشان داد مهمترین فرایندهای دیاژنزی سازند ایلام شامل سیمانشدگی، دولومیتزایی، انحلال، شکستگی، فشردگی شیمیایی و میکرایتی شدن میباشد. همزمان یا کمی پس از رسوبگذاری نهشتههای سازند ایلام ، پوششهای میکرایتی در اطراف برخی از خردههای اسکلتی و فرامنیفرهای بنتیک ایجاد گردید (شکل5-H). این فرآیند، از اولین رخدادهای دیاژنتیکی است که دقیقاً در داخل محیط فریاتیک دریایی در نزدیکی سطح تماس آب و رسوب اتفاق می‌افتد [28]. این فرآیند از جمله فرآیندهای دیاژنزی معمول در سازند ایلام است که در محیط‌های آرام و حفاظت‌شده مانند لاگون و پشته کربناته به سمت لاگون گسترش دارد. این فرآیند با گسترش در رخساره گرینستون دارای بایوکلاست، بیشتر آلوکمها از جمله فرامنیفرها را تحت تأثیر قرار داده و باعث از بین رفتن ساختمان داخلی آنها شده است (شکل 5 A-H). در ادامه با شروع فرایند تراکم فیزیکی در این مرحله آب سیمانهای دریایی نوع حاشیهای همضخامت را اطراف قطعات اسکلتی و غیراسکلتی بویژه فرامنیفرها تشکیل داده که تا اندازهای از تراکم بیشتر رسوبات در مراحل بعدی دیاژنز جلوگیری کرده است (شکل 5-B). سیمان هم ضخامت از اولین نسل سیمان است که عمدتاً رخسارههای گرینستونی و پکستونی دانه‌غالب را تحت‌تاثیر قرار داده است[45]. این سیمان در تقابل با فشردگی فیزیکی با ایجاد چهارچوبی محکمی مانع از فشردگی بیشتر شده و باعث حفظ‌شدگی تخلخلهای اولیه شده است [28]. در ادامه سیمانهای همبعد بخش زیادی از فضاهای بیندانهای و درون دانهای موجود در بافتهای دانهپشتیبان را فرا گرفته است (شکل 5-H). این سیمان باعث پرکردن فضاهای بیندانهای شده است که این تغییر نوع تخلخل منجر به کاهش شدید تراوایی میگردد. همزمان با وقوع پدیدههای دیاژنزی مذکور، در محیط فریاتیک دریایی تا عمق تدفین کم، تراکم به عنوان پدیده دیاژنزی مستمر رسوبات را تحت تأثیر قرار داده و باعث کاهش بیشتر حجم فضای بیندانهای گردیده است. این نهشتهها در محیط متئوریک متأثر از نفوذ آبهای متئوریکی و تحت اشباع نسبت به کربنات کلسیم گردیده و بخشی از اجزای اسکلتی موجود در آنها حل میشود. مهمترین پدیدهی دیاژنزی در این محیط، انحلال و ایجاد انواع تخلخل و تشکیل سیمان دروزی دیگر فرایند محیط تدفینی کم عمق و حتی متئوریک است که در نهشتههای سازند ایلام مشاهده میگردد (شکل 5-H).
شکل 5- A: فرآیند میکریتی شدن (M) در ریزرخساره گرینستون اینتراکلستی پلوئیدی بیوکلستدار B: فرآیند میکریتی شدن (M)، سیمان همضخامت(S) و تخلخل بین دانهای (P) در ریزرخساره گرینستون اینتراکلستی بیوکلستدار C: تخلخل قالبی (P) در ریزرخساره وکستون فرامنیفردار D: دولومیتی شدن (D)، تخلخل کانالی(P) در ریزرخساره پکستون فرامنیفردار E: دولومیت های متمرکز در استیلولیت (D) و استیلولیت (St) در ریزرخساره وکستون میلیولیدی F: تخلخل شکستگی(P) در ریزرخساره مادستون میلیولیدی G: تخلخل قالبی (P) و پر شدن تخلخلها با سیمانی شدن (S) در ریزرخساره گرینستون اینتراکلستی بیوکلستدار H: میکریتی شدن (M) و سیمانی شدن (S) در ریزرخساره گرینستون بیوکلستدار I: تخلخل حفرهای در ریزرخساره پکستون رودیستی فرامنیفردار
این سیمان با پرکردن فضای بیندانهای و دروندانهای باعث کاهش شدید تخلخل و تراوائی در ریزرخسارههای دانه‌غالب شده است. با ادامه تدفین در نهشتههای این سازند سیالات غنی از منیزیم افزایش یافته و دولومیتهای شکلدار پراکنده در زمینه را در مرحله تدفین کمعمق تشکیل گردید. فرآیند دولومیتی شدن میتواند نقش مهمی را در یک سازند مخزنی داشته باشد. بدین صورت که به وسیله افزایش اندازه حفرات، میتواند باعث بهبود یک مخزن شود و یا به وسیله دولومیتی شدن پیشرفته که با افزایش وزن و اتصال فابریک بلورها به یکدیگر همراه است باعث از بین رفتن تخلخل شود. در سازند ایلام دولومیتی شدن به مرحله پیشرفته نرسیده است و این پدیده عموما در سنگ آهک‌های با بافت مادستون تا وکستون دیده می شود (شکل 5-D). ظهور اشکال تراکم شیمیایی همچون استیلولیتها در سازند ایلام نشاندهندهی دیاژنز محیط تدفینی عمیق میباشد [39، 40]. تمرکز بلورهای دولومیت در مجاری استیلولیت نشان‌دهنده این است که آنها از سیالات ناشی از انحلال فشاری در آخرین مراحل تدفینی بوجود آمده و در واقع انحلال فشاری منجر به افزایش تمرکز منیزیم و تحرک این سیالات در این نقاط شده است (شکل 5-E). شکستگیها، که تمام اجزاء تشکیل دهنده سنگ اعم از ماتریکس، دانهها، سیمان و دیگر اشکال دیاژنزی همچون دانههای متراکم شده و استیلولیتها را قطع میکنند به همراه سیمانهای کلسیتی پر کننده این شکستگیها و تخلخل ها (شکل 5- G) جزء آخرین پدیدههای محیط دیاژنزی تدفینی عمیق و مرحله مزوژنز میباشند. فرایندهای دیاژنز مرحله تلوژنز سازند ایلام شامل شکستگی و ایجاد تخلخلهای کانالی و گاهی انحلال میباشد (شکل5-F). فرآیندهای انحلال و شکستگی باعث تشکیل انواع تخلخلهای ثانویهی بیندانهای، دروندانهای، قالبی و حفرهای میشوند. تخلخل قالبی انتخاب شده به وسیله فابریک سنگ است و به طور ثانویه (عموماً در طی دیاژنز جوی و تدفینی) حاصل میشود [11]. این تخلخل در ریزرخسارههای آلوکمدار به وضوح مشاهده میشود (شکل 5- G). تخلخل دروندانهای ممکن است اولیه باشد و یا بعدها در طی دیاژنز آغازین بر اثر تجزیه مواد آلی پر کننده فضاهای اسکلتی موجودات آهکساز حاصل شود (شکل 5-C). تخلخل بیندانهای دیگر تخلخل موجود در ریزرخسارههای سازند ایلام میباشد که به دلیل سیمانی شدن اولیه زیر دریایی که نقش چارچوب را برای سنگ دارد و آن را تا حدودی در برابر تراکم حفظ میکند و مقداری از تخلخل بیندانهای باقی می‌ماند (شکل 5-B). تخلخل حفرهای حاصل از انحلال ممکن است در ابتدا از نوع تخلخلهای انتخاب شده به وسیله فابریک (همانند تخلخل قالبی) بوده باشد که بر اثر انحلال، شکل اولیه آنها تغییر کرده و بزرگتر شده است [40] (شکل 5-I). تخلخل شکستگی در سنگهای کربناته بسیار معمول بوده و پدیدهای است که بعد از تدفین رسوبات روی میدهد [45] (شکل 5- F). فرآیندهای دیاژنزی سازند ایلام عمدتا در ارتباط با بالا آمدگی ناحیهای و سطح ناپیوستگی دونین میباشند و توالی دیاژنتیکی این سازند در شکل 6 ارائه شده است.
شکل 6- توالی پاراژنزی فرایندهای دیاژنزی در سازند ایلام در ناحیه مورد مطالعه
4-4. کیفیت مخزنی
تخلخل و تراوایی دو پارامتر کنترل کننده کیفیت مخزنی می باشند . در این بخش از نمودار پتروفزیکی لوسیا برای تحلیل مخزنی استفاده شد و سپس بر مبنای طبقه بندی اهر [9] (جدول1) وضعیت مخزنی سازند ایلام توصیف گردید.
تخلخل و تراوایی دو ویژگی مهم سنگهای رسوبی و مخازن نفتی میباشند [43]. گونههای سنگی زمینشناسی لوسیا [26] رفتارهای مخزنی رخسارههای رسوبی را تجزیه تحلیل میکند. پلات دادههای تخلخل و تراوایی سازند ایلام بر روی این نمودار (شکل 7) نشان داد که عمده ریزرخسارههای مورد بررسی در کلاس 1 و 2 قرار دارند. پلات این دادهها در کلاسهای مذکور نشان دهنده ارتباط خوب تخلخل و تراوایی میباشد. از سویی دیگر پدیده سیمانی شدن باعث جابهجایی قسمتهای زیادی از دادهها به سمت راست نمودار و خارج شدن از وضعیت مخزنی شده است.
جدول 1- طبقهبندی توصیفی شاخصهای مخزنی [9]
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 |
ریزرخسارههای لاگون عمدتا باید در کلاس 2 پتروفیزیکی لوسیا پلات شوند، قرارگیری این ریزرخسارهها در کلاس 1 نشان دهنده وجود انحلال و تخلخلهای بهم مرتبط، دولومیتی شدن و یا وجود استیلولیت است که مانند معبری برای عبور سیالات عمل مینماید. ریزرخسارههای رمپ میانی و رمپ خارجی تقریبا به طور کامل در کلاس 1 قرار گرفتهاند و دارای بهترین وضعیت مخزنی میباشند. ریزرخساره رمپ میانی با آلوکم غالب رودیست و وجود فرآیندهای انحلال، استیلولیت و شکستگی در زمره زیرمحیطهای با وضعیت مخزنی مناسب سازند ایلام میباشد. ریزرخسارههای پشته کربناته در کلاس 2 و گاهی 3 پتروفیزیکی قرار دارند. این وضعیت مخزنی در ارتباط با وجود تخلخل های غیرمرتبط مانند قالبی و سیمانی شدن شدید این ریزرخسارهها و کاهش تراوایی میباشد.
شکل 7- کلاسبندی پتروفیزیکی لوسیا [26] برای دادههای سازند سروک در میدان مورد مطالعه
میانگین بیشترین تخلخل در زیرمحیطهای مورد مطالعه به ترتیب متعلق به ریزرخسارههای پشته، رمپ میانی، لاگون و رمپ خارجی میباشند. بر مبنای طبقه بندی توصیفی اهر [9] و بر اساس میزان تخلخل، وضعیت مخزنی ریزرخسارههای پشته و رمپ میانی متوسط و وضعیت مخزنی لاگون و رمپ خارجی ضعیف میباشد (جدول2).
جدول 2- طبقهبندی کیفی زیرمحیطهای رسوبی سازند ایلام بر مبنای کلاسبندی اهر [9]
| porosity | Permibility | ||
| Average | Description | Average | Description |
M-ramp | 10.27 | متوسط | 11.68 | متوسط |
O-ramp | 7.36 | ضعیف | 8.83 | ضعیف |
Lagoon | 7.8 | ضعیف | 11.65 | متوسط |
Barier | 15.06 | متوسط | 2.02 | ضعیف |
بر مبنای تخلخل در شکل (8) در ریزرخسارههای لاگون و رمپ خارجی بیش از 35 درصد نمونه ها فاقد کیفیت مخزن بودهاند و از سویی دیگر بیش از 80 درصد نهشتههای پشته کربناته و حدود 70 درصد نهشتههای رمپ میانی در کلاس متوسط تا عالی قرار دارند. برمبنای میزان تراوایی و شکل (9) نیز بیشترین درصد نمونه های فاقد کیفیت مخزنی متعلق به نهشتههای پشته کربناته با حدود 30 درصد میباشد. حدود 20 درصد نمونه های رمپ میانی به لحاظ تراوایی در کلاس خوب قرار دارند و حدود 90 درصد نمونهها نیز به لحاظ تراوایی در کلاس ضعیف تا خوب قرار دارند. ریزرخسارههای لاگون نیز به لحاظ تراوایی دارای رفتاری مشابه نهشته های متعلق به رمپ میانی میباشند. در مجموع در بین زیرمحیطهای مورد مطالعه بهترین وضعیت مخزنی متعلق به ریزرخسارههای لاگون و رمپ میانی و ضعیفترین وضعیت مخزنی را ریزرخسارههای پشته کربناته دارند که با نتایج پتروگرافی و طبقهبندی پتروفیزیکی لوسیا [26] همخوانی و مشابهت دارند. در ریزرخسارههای رمپ میانی و لاگون و گاهی رمپ خارجی، وجود تخلخل و سیمانی شدن کم و از سویی دیگر فرآیند شکستگی، دولومیتیشدن و حتی گاهی استیلولیتیشدن باعث ایجاد یک معبر برای عبور سیالات هیدروکربوری شده و تراوایی را افزایش و کیفیت مخزنی را بهبود بخشیده است وجود این فرآیندهای دیاژنزی به خصوص فرآیند شکستگی نشان از نقش دیاژنز تاخیری در تعیین کیفیت مخزنی توالیهای کربناتی دارد.
شکل 8- درصد کلاسهای کیفی نمونههای سازند ایلام بر مبنای تخلخل برگرفته از طبقه بندی اهر [9]
هرچند شکستگی در مخزن ایلام بسیار کم توسعه یافته و بر مبنای تراوایی این مخزن که عموما در کلاس متوسط تا ضعیف است نمیتوان مخزن ایلام را مخزن شکسته در نظر گرفت. ریزرخسارههای پشته کربناته که ریزرخسارههای دانه پشتیبان هستند و انتظار توان مخزنی خوبی از آنها وجود دارد اما سیمانی شدن شدید باعث کاهش تراوایی این ریزرخسارهها شده و تخلخلهای موجود در این ریزرخسارهها عموما قالبی و غیرمرتبط است که در افزایش کیفیت مخزنی نقشی ندارند. اما در ریزرخساره های لاگون و رمپ میانی تخلخلهای قالبی توسعه یافته و عموما به حالت حفرهای تغییر شکل دادهاند و از سویی دیگر تخلخل بیندانهای به خصوص در ریزرخسارههای حاوی رودیست سبب افزایش تراوایی شده و کیفیت مخزنی این ریزرخسارهها را بهبود داده است.
شکل 9- درصد کلاسهای کیفی نمونههای سازند ایلام بر مبنای تراوایی برگرفته از طبقهبندی اهر [9]
در مجموع توالی سازند ایلام در میدان مورد مطالعه دارای میانگین تخلخل 2/10 درصد و تراوایی 54/8 میلی دارسی است که به لحاظ مخزنی ضعیف میباشد، از این رو توان مخزنی سازند ایلام ضعیف ارزیابی میشود که این مهم به دلیل تاثیر توام، فرآیندهای دیاژنزی و رسوبی این سازند میباشد.
5-نتیجه گیری
پتروگرافی و بررسیهای دادههای تحت الارضی حاصل از سازند ایلام منجر به شناسایی 9 ریزرخساره آهکی گردید. این ریزررخسارهها در چهار کمربند رخسارهای لاگون، پشته کربناته، رمپ میانی و رمپ خارجی متعلق به یک رمپ کربناته تک شیب نهشته شدهاند. مهمترین فرآیندهای دیاژنزی شناسایی شده در این سازند عبارتند از: سیمانیشدن، انحلال، میکریتیشدن، تراکم شیمیایی، دولومیتیشدن و شکستگی. در این میان انحلال، دولومیتی شدن، شکستگی و گاه استیلولیت زایی بر روند مخزنی این سازند تاثیر مثبت داشته است. بررسی فرآیندهای دیاژنتیکی نشان از وجود سه محیط دیاژنز دریایی، جوی و تدفینی دارد که نقش و اثرناپیوستگی بالایی سازند ایلام به خوبی قابل اثبات میباشد. بررسیها نشان از وجود دو عامل مهم در تعیین کنترل پارامترهای مخزنی سازند ایلام دارند، این دو شامل انحلال و شکستگی است که مهمترین عوامل در افزایش تخلخل و تراوایی میباشند. معمولاً شکستگیها در ریزرخسارههای با کیفیت مخزنی پایین از قبیل وکستونها و مادستونها میتواند باعث بهبود کیفیت مخزنی از طریق افزایش تراوایی شده است و انحلال باعث ایجاد تخلخلهای قالبی و حفرهای میشود. شواهد پتروگرافی و دادههای تخلخل و تراوایی مغزهها نشان میدهد که در سازند ایلام، علیرغم وجود شکستگی و انحلال، به دلیل پر شدن برخی حفرات و شکستگیها در طی فرایند سیمانی شدن، کیفیت مخزنی کاهش یافته است. بررسی وضعیت مخزنی این سازند با استفاده از نمودار پتروفیزیکی لوسیا نشان داد که این ریزرخسارهها عمدتاً در کلاس 1 و 2 پتروفیزکی پلات شدهاند که نشان دهنده ارتباط مستقیم و مثبت تخلخل و تراوایی در مخزن میباشد. به نظر میرسد فرآیندهای سیمانی شدن، انحلال و شکستگی مهمترین شاخصهای کنترل کننده پلات این ریزرخسارهها بر روی نمودار پتروفیزیکی لوسیا هستند. بر مبنای این نمودار کمربند ریزرخسارهای رمپ میانی و لاگون بهترین وضعیت مخزنی را دارد که این مهم در ارتباط وجود تخلخلهای بهم مرتبط و کانالی در ریزرخسارههای این کمربند است. ریزرخسارههای پشته کربناته نیز به دلیل تراوایی کم، ضعیفترین وضعیت مخزنی را دارند که این مهم به دلیل سیمانیشدن شدید و وجود تخلخلهای غیرمرتبط مانند تخلخل قالبی میباشد. بر مبنای طبقهبندی کیفی نیز ریزرخسارههای لاگون و رمپ میانی وضعیت مخزنی متوسط و ریزرخسارههای پشته کربناته و رمپ خارجی وضعیت مخزنی ضعیفی دارند. از سویی دیگر در یک روند کلی سازند ایلام در منطقه مورد مطالعه به لحاظ مخزنی در وضعیت ضعیفی قرار دارد که این مهم می تواند علاوه بر کنترل کنندههای ریزرخسارهای در ارتباط با عدم گسترش شکستگی و دولومیتیشدن و گسترش بیش از حد سیمانیشدن در این ریزرخسارهها باشد. از این رو سازند ایلام در میدان مورد مطالعه علیرغم داشتن نهشته شدن در بخش نیمه عمیق حوضه، به دلیل فرآیندهای دیاژنتیکی از عملکرد مخزنی ضعیفی برخوردار میباشد.
سپاس و قدردانی
از داوران مقاله آقاي دکتر محمود برگریزان (رئیس اسبق زمین شناسی اکتشافی شرکت نفت فلات قاره) و خانم دکتر الهه ستاری (مدیر اجرایی مجله زمین شناسی نفت ایران) تشکر و قدردانی میگردد.
منابع
]1[ جویباری، س ا.، رضائی، پ.، مهدی پور،م. 1401. بررسی توان مخزنی سازند سروک (سنومانین-تورونین) با تاکید بر واحدهای جریانی و تعیین ارتباط آن با ریزرخسارههای رسوبی این مخزن در یکی از میادین نفتی استان خوزستان، زاگرس چین خورده. زمین شناسی کاربردی پیشرفته، دوره12، شماره4، آنلاین
]2[ حسنی گیو، م.، ابرقانی، آ. 1388. بررسی نقش ریزرخساره ها و نوع تخلخل در کیفیت مخزنی سازند ایلام در یکی از میادین نفتی ناحیه دزفول شمالی، دشت آبادان. مجله علوم دانشگاه تهران، جلد 35، شماره3، ص 53 تا 62
]3[ حسینی، ک.، رضائی، پ، کاظم شیرودی، س.، معینی،م.1398.بررسی ارتباط ریزریزریزرخساره‌ها، محیط رسوبی، دیاژنز و کیفیت مخزنی سازند میشریف (سنومانین آغازین- تورونین) در میدان نفتی اسفند، شمال خاوری خلیج فارس. نشریه پژوهش های چینه نگاری و رسوب شناسی، دوره 35، شماره2، ص 109 تا 134.
]4[ سلیمانی،ب. روانشاد، م.، لرکی، ا.1397. تأثیر تغییرات سنگشناسی و پارامترهای پتروفیزیکی بر پتانسیل نفتی مخزن ایلام (کرتاسه بالایی)، در میدان نفتی اهواز، جنوب غرب ایران. فصلنامه علمی علوم زمین، دوره 28، شماره109، ص121 تا132.
]5[ عباسپور، ا.، مهرابی، ح.، رحیم پوربناب،ح.، زمان نژاد،ا. 1401.بازسازی محیط رسوبی، تاریخچه دیاژنزی و کیفیت مخزنی سازند ایلام در یکی از میادین نفتی ناحیه لرستان، غرب ایران، دوفصلنامه رسوب شناسی کاربردی، دوره 10، شماره19، ص 13 تا 34.
]6[ قنواتی،ک، رضائی، پ، شب افروز، ر.1401. نقش بخش تبخیری کلهر سازند آسماری در تکامل ساختاری میادین نفتی پارسی ، شمال فروافتادگی دزفول ،منطقه زاگرس ، جنوب غرب ایران. زمین شناسی کاربردی پیشرفته، (1), 128-143.
]7[ مهماندوستی، ا، عبدالملکی، س.، قلاوند، ه.1396. ریزرخساره ها، محیط رسوبی و دیاژنز سازند ایلام در یکی از میدان های نفتی دشت آبادان، دوفصلنامه رسوب شناسی کاربردی، دوره 5، شماره9، ص 21 تا 39.
[8] ABEDPOUR, M., AFGHAH, M., AHMADI, V., & DEHGHANIAN, M. S, 2018, Microfacies, Sequence stratigraphy, Facies analysis and Sedimentary environment of Neocomian in Kuh-e-Siah section (Arsenjan area, SW of Iran). Iranian Journal of Earth Sciences, 10(2), 142-157.
[9] AHR W.M., 2008, Geology of Carbonate Reservior. John Wiley and Sons. Inc, 277p
[10] ALSHARHAN, A.S., NAIRN, A.E.M. AND MOHAMMED, A.A.,1993, Late Palaeozoic Glacial Sediments of the Southern Arabian Peninsula: Their Lithofacies and Hydrocarbon Potential. Marine and Petroleum Geology, 10, 71-78.
[11] BASSO, M., BELILA, A. M. P., CHINELATTO, G. F., SOUZA, J. P. D. P., and VIDAL, A. C, 2021, Sedimentology and petrophysical analysis of pre-salt lacustrine carbonate reservoir from the Santos Basin, southeast Brazil. International Journal of Earth Sciences, 110(7), 2573-2595.
[12] BATHURST, R.G.C., 1975, Carbonate sediment and their diagenesis: Development in Sedimentology 12, Elsevier, Amsterdam, 658 p.
[13] CANTRELL, D. L., SHAH, R. A., OU, J., XU, C., PHILLIPS, C., LI, X. L., & HU, T. M. ,2020, Depositional and diagenetic controls on reservoir quality: Example from the upper Cretaceous Mishrif Formation of Iraq. Marine and Petroleum Geology, 118, 104415.,
[14] D. L., SHAH, R. A., OU, J., XU, C., PHILLIPS, C., LI, X. L., & HU, T. M,2020, Depositional and diagenetic controls on reservoir quality: Example from the upper Cretaceous Mishrif Formation of Iraq. Marine and Petroleum Geology, 118, 104415.
[15] DUNHAM, R.J., 1962. Classification of carbonate rocks according to depositional texture. In: Ham WE (ed) Classification of carbonate.
[16] FLUGEL, E., 2010, Microfacies of carbonate rocks. Springer-Verlag, Berlin, 976 p.
[17] GEEL, T., 2000, Recognition of stratigraphic sequences in carbonat platform and slope deposits: empirical models based on microfacies analysis of Palaeogene deposits in southeastern Spain. Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology, 155,211–238.
[18] GHABEISHAVI, A., VAZIRI-MOGHADDAM, H., & TAHERI, A, 2009, Facies distribution and sequence stratigraphy of the Coniacian–Santonian succession of the Bangestan Palaeo-high in the Bangestan Anticline, SW Iran. Facies, 55(2), 243-257.
[19] GHABEISHAVI, A., VAZIRI-MOGHADDAM, H., TAHERI, A., TAATI, F., 2010, Microfacies and depositional environment of the Cenomanian of the Bangestan anticline, SW Iran. J Asian Earth Sci 37,275–285
[20] HOTTINGER, L., 1997. Shallow benthic foraminiferalassemblages as signal for depth of their deposition and their limitation: Society Geology FranceBulletin, 168, 491− 505.
[21] IBRAHEM, Y., MOROZOV, V. P., SUDAKOV, V., IDRISOV, I., & KOLCHUGIN, A. N, 2022, Sedimentary diagenesis and pore characteristics for the reservoir evaluation of Domanik formations (Semiluksk and Mendymsk) in the central part of Volga-Ural petroleum province. Petroleum Research, 7(1), 32-46
[22] JAMES, G.A., WYND, J.G.,1965. Stratigraphic nomenclature of Iranian oil- Journal of Science, 307, 1064-1095.
[23] JOOYBARI, A., REZAIE, P.,2017, Petrophysical evaluation of the Sarvak formation based on well logs in Dezful Embayment, Zagros Fold Zone, south west of Iran. Engineering, Technology & Applied Science Research, 7(1), 1358-1362
[24] KHODAEI, N., REZAEE, P., HONARMAND, J., & ABDOLLAHI-FARD, I, 2021, Controls of depositional facies and diagenetic processes on reservoir quality of the Santonian carbonate sequences (Ilam Formation) in the Abadan Plain, Iran. Carbonates and Evaporites, 36(2), 1-24.
[25] KHODAEI, N., REZAEE, P., HONARMAND, J., ABDOLLAHI-FARD, I., 2021, Controls of depositional facies and diagenetic processes on reservoir quality of the Santonian carbonate sequences (Ilam Formation) in the Abadan Plain, Iran. Carbonates and Evaporites, 36(2), 1-24.
[26] LAPPONI, F., CASINI, G., SHARP, I., BLENDINGER, W, FERNÁNDEZ, N., ROMAIRE, I., HUNT D., 2011, From outcrop to 3D modelling: a case study of a dolomitized carbonate reservoir, Zagros Mountains, Iran. Petroleum Geoscience 17,145-158.
[27] LUCIA, F.J., 2007. Carbonate reservoir characterization: An integrated approach. Springer Berlin, 366 p.
[28] MEHRABI, H., BAGHERPOUR, B., & HONARMAND, J, 2020, Reservoir quality and micrite textures of microporous intervals in the Upper Cretaceous successions in the Zagros area, SW Iran. Journal of Petroleum Science and Engineering, 192, 107292.
[29] MESSADI, A. M., MARDASSI, B., OUALI, J. A., & TOUIR, J, 2019, Diagenetic process as tool to diagnose paleo-environment conditions, bathymetry and oxygenation during Late Paleocene-Early Eocene in the Gafsa Basin. Carbonates and Evaporites, 34(3), 893-908.
[30] MOHAJER, M. D., AFGHAH, M., DEHGHANIAN, M., & ZAKARIAII, S. J. S, 2022, Biozonation, microfacies analysis and depositional environment of the Cenomanian sediments (Sarvak Formation) in South Zagros Basin (SW Iran). Carbonates and Evaporites, 37(3), 1-21.
[31] NAZEMI, M., TAVAKOLI, V., RAHIMPOUR-BONAB, H., & SHARIFI-YAZDI, M., 2021, Integrating petrophysical attributes with saturation data in a geological framework, Permian–Triassic reservoirs of the central Persian Gulf. Journal of African Earth Sciences, 179, 104203.
[32] OMIDPOUR, A., MAHBOUBI, A., MOUSSAVI-HARAMI, R., & RAHIMPOUR-BONAB, H., 2022, Effects of dolomitization on porosity–Permeability distribution in depositional sequences and its effects on reservoir quality, a case from Asmari Formation, SW Iran. Journal of Petroleum Science and Engineering, 208, 109348.
[33] POMAR, L., 2001, Types of carbonate platforms: a genetic approach. Basin research, 13(3), 313-334.
[34] POMAR, L.,1991, Reef geometries, erosion surfaces and high‐frequency sea‐level changes, upper Miocene Reef Complex, Mallorca, Spain. Sedimentology, 38(2), 243-269.
[35] QI, M., HAN, C., MA, C., LIU, G., HE, X., LI, G., ... & CHENG, X, 2022, Identification of Diagenetic Facies Logging of Tight Oil Reservoirs Based on Deep Learning—A Case Study in the Permian Lucaogou Formation of the Jimsar Sag, Junggar Basin. Minerals, 12(7), 913.
[36] RAVANSHAD, M. S., SOLEIMANI, B., LARKEE, E., & SOLEIMANI, M. ,2017, petrophysical evaluation and reservoir quality of ilam formation (late cretaceous), ahvaz oil field, dezful embayment, sw iran. Petroleum & Coal, 59(2),125-132.
[37] READ, J.F., 1985, Carbonate platform facies models. Am Assoc Pet Geol Bull, 69,1-21.
[38] REBELLE, M., UMBHAUER, F., POLI, E., 2009, Pore to Grid Carbonate Rock-Typing. International Petroleum Technology Conference, International Petroleum Technology Conference.
[39] REZAIE, P., JOOYBARI, A., POUR, M. M., GORBANI, M., 2016, Factor Controlling Reservoir Properties and Flow Unit Determination in the Ilam Formation of Dezfol Embayment at Zagros Fold-Thrust Belt, Southwest of Iran. Open Journal of Geology, 6(07), 660.
[40] SABOUHI, M., MOUSSAVI-HARAMI, R., KADKHODAIE, A., REZAEE, P., and JALALI, M., 2022, A qualitative-quantitative approach for studying the impact of facies and diagenesis control on the rudist biostrome of the Sarvak formation, Abadan plain, SW Iran. Journal of Petroleum Science and Engineering, 212, 110245.
[41] SALIFOU, I. A. M., ZHANG, H., BOUKARI, I. O., HAROUNA, M., & CAI, Z,2021, New vuggy porosity models-based interpretation methodology for reliable pore system characterization, Ordovician carbonate reservoirs in Tahe Oilfield, North Tarim Basin. Journal of Petroleum Science and Engineering, 196, 107700.
[42] SHARLAND, P. R., ARCHER, R., CASEY, D. M., DAVIES, R. B., HALL, S. H., HEWARD, A. P., HORBURY A. D., SIMMONS, M. D., 2001, Arabian plate sequence stratigraphy. Geo-Arabia Special Publication, 2, 371.
[43] SOLEIMANI, B., AHMADI NABI, M., & JAHANI, D., 2022, Microfacies, Sedimentary Environment and Diagenetic Processes Analysis of Ilam Formation in Gachsaran Oil Field, Zagross Basin. Journal of Petroleum Research,2(5)-120-130
[44] WANG, L., 2022, Three Dimensional Geological Modeling for Mixed Reservoir of F Oilfield in Middle East. In International Field Exploration and Development Conference (pp. 1659-1671). Springer, Singapore.
[45] WILSON, J., 1975, Carbonate Facies in Geological History. Springer, Berlin, 471 p.
[46] YADAV, P. K., DAS, M., & RAY, S, 2022, Geology, petrology, and geochemistry of the Mesoproterozoic Kaimur Group of rocks of the Vindhyan Supergroup, Eastern India: implications for depositional environment and sequence stratigraphy. Journal of Sedimentary Environments, 1-27.
[7] YANG, J., WANG, E., JI, Y., WU, H., HE, Z., ZHANG, J., ... & FENG, Y., 2021, Diagenetic facies and reservoir porosity evaluation of deep high-quality clastic reservoirs: A case study of the Paleogene Shahejie Formation, Nanpu Sag, Bohai Bay Basin, China. Energy Exploration & Exploitation, 39(4), 1097-1122.
Investigating the role of microfacies, depositional conditions and diagenesis on the quality of the reservoir section, Ilam Formation (Santonian-Campanian) in one of the fields in southwestern Iran, Dezful embayment
Seyedeh Akram Jooybari1, Payman Rezaee*2, Majid Mehdipour3
1-PhD in Sedimentology and sedimentary petrology, University of Hormozgan, Iran
2-Associate Professor, Department of Geology, University of Hormozgan, Iran
3-Master of Petroleum Geology, Petroleum Engineering Development Company, Tehran, Iran
Received: October 2022, Accepted: November 2022
Abstract
The Ilam formation is one of the important carbonate oil reservoirs of the Zagros and Dezful embayment basins. In order to identify the microfacies and depositional conditions and diagenesis processes, 100 microscopic thin sections from one well of this reservoir in one of the Dezful embayment oil fields were evaluated. Porosity and permeability data were used to check reservoir quality. The petrographic study led to the identification of 9 microfacies belonging to the facies belts of lagoon, barier, middle ramp and outer ramp, which were deposited in the homoclinal ramp environment. The most important diagenesis processes identified in Ilam reservoir include cementation, dissolution, fracture, micriteization, stylolitization, and dolomitization. Based on the qualitative classification of the reservoir and Lucia's petrophysical diagrams, the lagoon facies and the middle ramp have an average reservoir status, and the carbonate barier facies and the outer ramp have a weak reservoir status. The reservoir quality of the lagoon and middle ramp facies is related to the existence of interconnected and channel porosities. Due to strong cementation and the presence of unrelated porosity such as mold porosity, the carbonate barier facies has low permeability and has a poor reservoir status. In general, the Ilam Formation in the studied field is in a weak state in terms of reservoir, which can be important in addition to the facies controllers in relation to the lack of expansion of fracture and dolomitization and the excessive expansion of cementation in these facies. Therefore, the Ilam Formation in the studied field has a weak reservoir performance due to diagenetic processes, despite having more shallow sequences than deep ones.
Keywords: Reservoir quality, Sedimentary environment, Ilam Formation, Dezful embayment