بهینه‌سازی ارزیابی پتروفیزیکی با بهره‌گیری از ضریب سیمان‌شدگی متغیر جهت شناسایی زون‌های مخزنی در یکی از میادین حوضه زاگرس

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان
کورش کرامتی 1
احمدرضا ربانی 2
خالد معروفی 3
علی کدخدائی 4
1 دانشجوی کارشناسی ارشد، گروه مهندسی نفت، دانشکده مهندسی نفت و زمین انرژی، دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران
2 استاد، گروه مهندسی نفت، دانشکده مهندسی نفت و زمین انرژی، دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران
3 استادیار، دانشکده مهندسی نفت و گاز، دانشگاه صنعتی تبریز، تبریز، ایران
4 استاد، گروه علوم زمین، دانشکده علوم طبیعی، دانشگاه تبریز، تبریز، ایران
چکیده
شناسایی زون‌های تولیدی هیدروکربنی به‌عنوان هدف اصلی پروژه‌های اکتشافی و تولیدی، نیازمند تحلیل دقیق داده‌های پتروفیزیکی است. یکی از پارامترهای مهم در ارزیابی پتروفیزیکی، ضریب سیمان‌شدگی است که از آن جهت محاسبه اشباع آب (مانند معادلات آرچی و اندونزی) استفاده می‌شود. این ضریب، اثر سیمان‌شدگی و فشردگی را بر تخلخل مشخص کرده و در سنگ‌های کربناته وابسته به نوع حفرات است. تغییرات جزئی این پارامتر می‌تواند برآوردهای اشباع سیال را تحت تأثیر قرار داده و شناسایی دقیق زون‌های تولیدی را با چالش روبرو سازد. هدف این مطالعه، بررسی اثر استفاده از مقادیر متغیر ضریب سیمان‌شدگی بجای مقادیر ثابت بر نتایج تحلیل پتروفیزیکی از طریق نرم‌افزار ژئولاگ (مدل‌‌سازی مولتی‌مین) است. برای انجام این مهم، مقادیر نگاره تخلخل مؤثر خروجی نرم‌افزار در رابطه بورای (۱۹۸۷) اعمال و مقادیر ضریب سیمان‌شدگی به‌صورت متغیر و عمقی محاسبه و با مقادیر ثابت متداول مقایسه شد. نتایج نشان داد که مقادیر اشباع آب حاصل از دو روش متفاوت بوده (اختلاف ۱ تا ۹ درصد) و بر همین اساس، ضخامت زون‌های تولیدی و موقعیت مرز آب - نفت، تغییر می‌یابد. ضمناً، مقایسه زون‌های مخزنی شناسایی‌شده، دقت بالاتر مدل مبتنی بر ضریب سیمان‌شدگی متغیر را آشکار نمود. زون اصلی مخزنی در چاه مورد مطالعه در بخش‌های ۳ و ۴ سازند سروک واقع شده است و از تخلخل و اشباع هیدروکربن مناسبی برخوردار است. درنهایت، نتایج این مطالعه مشخص نمود که سنجش دقیق مقادیر اشباع سیالات براساس ضریب سیمان‌شدگی متغیر منجر به شناسایی دقیق‌تر زون‌های مخزنی و موقعیت سطوح سیالات شده و در نتیجه، خطای تخمین‌های حجمی را کاهش می‌دهد.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله English

Optimization of Petrophysical Evaluation Utilizing Variable Cementation Factor for Identification of Pay-Zones in a Field within Zagros Bain

نویسندگان English

Koorosh Keramati 1
Ahmad Reza Rabbani 2
Khaled Maroufi 3
Ali Kadkhodaie 4
1 M.Sc. Student, Department of Petroleum Engineering, Faculty of Petroleum and Geoenergy Engineering, Amirkabir University of Technology, Tehran, Iran
2 Professor, Department of Petroleum Engineering, Faculty of Petroleum and Geoenergy Engineering, Amirkabir University of Technology, Tehran, Iran
3 Assistant Professor, Faculty of Petroleum and Natural Gas Engineering, Tabriz University of Technology, Tabriz, Iran
4 Professor, Earth Sciences Department, Agriculture Faculty, Tabriz University, Tabriz, Iran
چکیده English

Identification of hydrocarbon-bearing zones, as a primary objective of exploration and production projects, requires precise analysis of petrophysical data. Cementation factor is one of the key parameters in petrophysical evaluation, which is used to calculate water saturation (such as the Archie and Indonesia equations). This coefficient describes the degree of cementation and consolidation on porosity. For carbonate rocks, cementation factor depends on pore type. Minor variations in this factor can influence fluid saturation estimates, thereby posing challenges for accurate identification of pay-zones. This study aims to investigate the effect of employing variable cementation exponent values instead of fixed ones on petrophysical analysis results using Geolog software (Multimin modeling). Effective porosity data resulted from the software were applied into the Borai equation (1987) and variable and depth-dependent cementation exponent values were calculated. They were then compared to the commonly used constant values. The results demonstrated evident differences between water saturation values obtained from two methods ranging from 1% to 9%. Accordingly, pay-zone thickness and oil-water contact location varied. Comparison of the identified pay-zones revealed higher accuracy of the variable cementation exponent-based model. The main pay-zone of the studied well is within units 3 and 4 of the Sarvak formation, exhibiting favorable porosity and hydrocarbon saturation. Ultimately, the findings of this study revealed that the precise determination of fluid saturation values, based on the variable cementation exponent, facilitates more accurate identification of reservoir zones and fluid contact surfaces, thereby minimizing errors in volumetric estimations.

کلیدواژه‌ها English

Pay-zone
Well logging
Fluid saturation
Geolog software
Sarvak Formation
  1. Dembicki, H. (2022). Practical petroleum geochemistry for exploration and production. Elsevier.
  2. کدخدائی، علی؛ ارزیابی سازندهای نفتدار؛ دایره دانش، تهران، ۹۷۸۶۰۰۷۱۱۱۶۸۰، ویرایش پنجم، ۱۴۰۱.‌
  3. Archie, G. E. (1942). The electrical resistivity log as an aid in determining some reservoir characteristics. Transactions of the AIME, 146(01), 54-62.
  4. Wyllie, M. R. J., & Rose, W. D. (1950). Some theoretical considerations related to the quantitative evaluation of the physical characteristics of reservoir rock from electrical log data. Journal of Petroleum Technology, 2(04), 105-118.
  5. Fons, L. (1969, May). Geological applications of well logs. In SPWLA Annual Logging Symposium (pp. SPWLA-1969). SPWLA.
  6. Daniel, D. (2022). Machine learning for pay zone identification in the Smørbukk field using well logs and XRF data (Master's thesis, University of Stavanger).
  7. Zhang, J., He, Y., Zhang, Y., Li, W., & Zhang, J. (2022). Well-Logging-Based Lithology Classification Using Machine Learning Methods for High-Quality Reservoir Identification: A Case Study of Baikouquan Formation in Mahu Area of Junggar Basin, NW China. Energies, 15(10), 3675.
  8. Olsen, C., Hongdul, T., & Lykke Fabricius, I. (2008). Prediction of Archie's cementation factor from porosity and permeability through specific surface. Geophysics, 73(2), E81-E87.
  9. Pickett, G. R. (1966). A review of current techniques for determination of water saturation from logs. Journal of petroleum Technology, 18(11), 1425-1433.
  10. Nugent, W. H., Coates, G. R., & Peebler, R. P. (1978, June). A new approach to carbonate analysis. In SPWLA Annual Logging Symposium (pp. SPWLA-1978). SPWLA.
  11. Rasmus, J. C. (1983). A variable cementation exponent, m, for fractured carbonates. The Log Analyst, 24(06).
  12. Borai, A. M. (1987). A new correlation for the cementation factor in low-porosity carbonates. SPE formation evaluation, 2(04), 495-499.
  13. Alavi, M. (2004). Regional stratigraphy of the Zagros fold-thrust belt of Iran and its proforeland evolution. American journal of Science, 304(1), 1-20.
  14. Vergés, J., Saura, E., Casciello, E., Fernàndez, M., Villasenor, A., Jimenez-Munt, I., & García-Castellanos, D. (2011). Crustal-scale cross-sections across the NW Zagros belt: implications for the Arabian margin reconstruction. Geological Magazine, 148(5-6), 739-761.
  15. Bordenave, M. L., & Hegre, J. A. (2010). Current distribution of oil and gas fields in the Zagros Fold Belt of Iran and contiguous offshore as the result of the petroleum systems. Geological Society, London, Special Publications, 330(1), 291–353. https://doi.org/10.1144/SP330.14.
  16. Agard, P., Omrani, J., Jolivet, L., & Mouthereau, F. (2005). Convergence history across Zagros (Iran): constraints from collisional and earlier deformation. International journal of earth sciences, 94, 401-419.
  17. Motiei, H. (1993). Geology of Iran: stratigraphy of Zagros. Geological survey of Iran, 1, p-536.
  18. Bordenave, M. L. (2002, March). The Middle Cretaceous to Early Miocene petroleum system in the Zagros domain of Iran, and its prospect evaluation. In AAPG annual meeting (Vol. 6, pp. 1-9). Houston: Am. Assoc. Petrol. Geol..
  19. Fard, I. A., Braathen, A., Mokhtari, M., & Alavi, S. A. (2006). Interaction of the Zagros Fold–Thrust Belt and the Arabian-type, deep-seated folds in the Abadan Plain and the Dezful Embayment, SW Iran. Petroleum Geoscience, 12(4), 347-362.
  20. Rider, M. (1996). The geological interpretation of well logs; 2.
  21. Asquith, G. B., Krygowski, D., & Gibson, C. R. (2004). Basic well log analysis (Vol. 16, pp. 305-371). Tulsa: American Association of Petroleum Geologists.

  • تاریخ دریافت 17 تیر 1404
  • تاریخ بازنگری 05 مهر 1404
  • تاریخ پذیرش 25 مهر 1404