تعیین نقش محیط رسوبی و فرایندهای دیاژنزی در کیفیت مخزنی بخش بالایی سازند سورمه در میدان سلمان
محورهای موضوعی :ابراهیم سفیداری 1 , عبدالحسین امینی 2 , محمدرضا یوسف پور 3 , سید محمد زمانزاده 4
1 - پردیس علوم، دانشگاه تهران، ايران
2 - پردیس علوم، دانشگاه تهران، ايران
3 - شرکت نفت فلات قاره
4 - دانشگاه تهران
کلید واژه: ژوراسیک بالایی سورمه بالایی سازند عرب کیفیت مخزنی,
چکیده مقاله :
بخش بالایی سازند سورمه به سن ژوراسیک بالایی با لیتولوژی آهک، دولومیت و میان لایه های انیدریت معادل سازند عرب در بخش عربی خلیج فارس به‌حساب می آید. توالی ذکر شده بزرگ‌ترین سنگ مخزن سیستم ژوراسیک پلیت عربی را تشکیل می دهد. مطالعه حاضر بر اساس داده های مغزه (مقطع نازک، تخلخل و تراوایی مغزه و فشار موئینه تزریق جیوه) و لاگ های چاه پیمایی به بررسی محیط رسوبی، فرایندهای دیاژنزی و نقش آنها در کیفیت مخزنی بخش بالایی سازند سورمه پرداخته است. بر اساس مطالعات میکروسکپی نه میکروفاسیس رسوبی شناسایی گردید. رخساره های شناسایی شده به قسمت داخلی یک رمپ کربناته کم شیب، متشکل از زیرمحیط های سوپرتایدال، لاگون و شول نسبت داده شده اند. فرایندهای دیاژنزی نقش متغیری بر کیفیت مخزنی سازند مورد مطالعه داشته اند. دلومیتی شدن، انحلال و شکستگی باعث افزایش کیفیت مخزنی شده اند، حال آنکه سیمانی شدن، دلومیتی شدن بیش از اندازه، انیدریتی شدن و فشردگی باعث کاهش کیفیت مخزنی شده اند. بر اساس داده های تخلخل، تراوایی و فشار موئینه حاصل از تزریق جیوه، رخساره های انیدریتی و مادستون حاوی انیدریت مربوط به بخش پرتایدال، دارای پایین ترین کیفیت مخزنی می-باشند و در مقابل رخساره‌های گرین استون اائیدی و پکستون تا گرینستون بایوکلاستی مربوط به زیرمحیط شول از بهترین کیفیت مخزنی برخوردار می باشند.
The Upper Surmeh Formation (Upper Jurassic) consists of limestone, dolomite and interbeded anhydrite equivalent to the Arab Formation in the southern Persian Gulf. This succession is the main producing reservoir of the Jurassic system in the Arabian plate. This research was carried out based on core (thin section, porosity - permeability, capillary pressure data) and well log data to study the depositional environment and diagenetic effects on reservoir quality of the upper part of the Surmeh Formation. Petrographic investigations led to recognized nine microfacies which were classified in four facies belt including supratidal, intertidal, lagoon and shoal which were deposited in an arid homoclinal carbonate ramp. Diagenetic processes affected reservoir quality of identified microfacies. Among them, dolomitization, anhydritization and cementation are the main effective processes. Dolomitization increased reservoir quality but the anhydritization and cementation decreased reservoir quality. It is important to note that relevant reservoir quality is improved by development of shallow marine facies associations and secondary diagenetic events. Based on the porosity, permeability and mercury injection pressure data, anhydrite and anhydrite bearing mudstone have very low reservoir quality whereas ooid and bioclastic pack ston to grainstone have the best reservoir quality.
Al Silwadi, M.S., Kirkham, A., Simmons, M.D., Twombley, B.N., 1996. New insights into regional correlation and sedimentology, Arab Formation (UpperJurassic), offshore AbuDhabi. GeoArabia, 1 (1), 6–27.
Al-Awwad, S. F. and Collins, L. B., 2013. Arabian carbonate reservoirs: A depositional model of the Arab-D reservoir in Khurais field, Saudi Arabia. AAPG Bulletin., 97, 1099–1119.
Al-Husseini, M. I., 1997. Jurassic sequence stratigraphy of the western and southern Arabian Gulf. GeoArabia 2 (4), 361–382.
Al-Husseini, M.I. 2000. Origin of the Arabian Plate Structures: Amar Collision and Najd Rift. GeoArabia, 5(4), 527-542.
Al-Saad, H. and Sadooni, F. N., 2001. A new depositional model and sequence stratigraphic interpretation for the upper Jurassic Arab “D” reservoir in Qatar. Journal of Petroleum Geology 24(3), 243–264.
Alsharhan, A. S., and Whittle, G. L., 1995. Carbonate-evaporate sequences of the late Jurassic, southern and southern western Arabian Gulf. AAPG Bulletin, 79, (11), 1608-1630.
Alsharhan, A.S. and Kendall, C.G., 1986. Precambrian to Jurassic Rocks of Arabian Gulf and adjacent areas: their facies, depositional setting, and hydrocarbon habitat. AAPG Bulletin, 70, 977–1002.
Azer, S. and Peebles, R.G., 1998. Sequence stratigraphy of the Arab A and C members and Hith Formation, offshore Abu Dhabi. GeoArabia, 3 (2), 251-268.
Brett, C. E., McLaughlin, P. I., and Cornell, R., 2004. High-resolution sequence stratigraphy of a mixed carbonate-silicicllastic, cratonic ramp (Upper Ordovician; Kentucky-Ohio, USA): insight into the relative influence of eustacy and tectonics thtough analysis of facies gradients, Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology, 210, 267-294.
Burchette, T. P. and Wright, V. P., 1992. Carbonate ramp depositional systems: Sedimentary Geology, 79(1-4) , 3-57.
Buxton M. W. N. and Pedley H. M., 1989. Short paper. a standardized model for Tethyan tertiary carbonate ramps. Journal of Geological Socity of London 146(5), 746–748.
Daraei, M., Rahimpour-Bonab, H. and Fathi, N., 2014. Factors shaping reservoir architecture in the Jurassic Arab carbonates: A case from the Persian Gulf. Journal of Petroleum Science and Engineering, 122, 187-207.
Dunham, R. J., 1962. Classification of carbonate rocks according to depositional texture. In: Ham, W. E., ed., Classification of Carbonate Rocks: AAPG-Publ-Memoris 1, Tulsa, Oklahoma, 108-121.
Flugel, E., 2004. Microfacies of Carbonate Rocks. Springer, Berlin, 996.
Handford, C.R., Cantrell, D.L. and Keith, T.H., 2002. Regional facies relationships and sequence stratigraphy of as uper-giant reservoir (Arab-D Member), Saudi Arabia. In: Proc. 22 Annual Gulf Coast Section SEPM Foundation, Bob F. Perkins Research Conference, 539-563.
Hughes, G. W., 1996. A new bioevent stratigraphy of late Jurassic Arab-D carbonates of SaudiArabia. GeoArabia,1 (3), 417–434.
Le Nindre, Y. M., Manivit, J., Manivit, H., Vaslet, D., 1990. Stratigraphie séquentielle du Jurassiqueetdu Crétacéen Arabie Saoudite. Bulletin Socity Géology France 6 (6), 1025–1034.
Lucia, F. J., 1999. Carbonate Reservoir Characterization. Springer, Berlin; New York (p. xii, 226 pp.).
Lucia, F. J., Jennings, J. W., Rahnis, M. and Meyer, F. O., 2001. Permeability and rock fabric from wire line logs, Arab-D reservoir, Ghawar field, Saudi Arabia. GeoArabia, 6 (4), 619–646.
Lucia, F.J., 1983. Petrophysical parameters estimated from visual description of carbonate rocks: a field classification of carbonate porespace. Journal of Petroleum Technology, 35 (3), 626–637.
Lucia, F.J., 2007. Carbonate Reservoir Characterization: an Integrated Approach. Springer, Berlin; New York (p. xii, 336 pp.).
Meyer, F.O., Price, R.C., Al-Ghamdi, I.A., Al-Goba, I.M., Al-Raimi, S.M. and Cole, J.C., 1996. Sequential stratigraphy of outcropping strata equivalent to Arab-D reservoir, Wadi Nisah, Saudi Arabia. GeoArabia, 1(3), 435-456.
Meyer, F., Price, R., and Al-Raimi, S.M., 2000. Stratigraphic and petrophysical characteristics of cored Arab-D super-k intervals, Hawiyah Area, Ghawar Field, Saudi Arabia. GeoArabia, 5, 355–384.
Morad, S., AL-Aasm, I. S., Nader, F. H., Ceriani, A., Gasparrini, M. and Mansurbeg, H. 2012. Impact of diagenesis on the spatial and temporal distribution of reservoir quality in the Jurassic Arab D and C members, offshore Abu Dhabi oilfield, United Arab Emirates, GeoArabia, 17 (3), 17-56.
Murris, R. J., 1980. Middle East: stratigraphic evolution and oil habitat. AAPG Bulletin, 64, 597–618.
Powers, R.W., Ramirez, L.F., Redmond, C.D. and Elberg, E.L., 1966. Geology of the Arabian peninsula. Geological Survey Professional Paper, 560,1-147.
Saller, A.H., Henderson, N., 1998. Distribution of porosity and permeability in platform dolomites- insight from the Permian of west Texas. American. Assocciation Petroleum Geologist Bulletin, 82(8), 1528-1550.
Sharland, P.R., Archer, R., Casey, D.M., Davies, R.B., Hall, S.H., Heward, A.P., Horbury, A.D. and Simmons, M.D., 2001. Arabian Plate Sequence Stratigraphy. GeoArabia, Special Publication 2. GulfPetroLink. ISBN 9901-03-08-9.
Wilson, J. L., 1975. Carbonate Facies in Geological History: New York, Springer, 471
Wood, G.V. and Wolfe, M.J., 1969. Sabkha cycles in the Arab/Darb Formation of the Trucial Coast of Arabia. Sedimentology, 12, 165–191.
