ارزیابی اختصاصات مخزنی شامل مطالعه پارامترهای پتروفیزیکی نظیر تخلخل، نفوذپذیری و اشباع سیالات؛ تغییرات لیتولوژیکی نسبت به عمق و اختصاصات هیدروکربنی از جمله ضخامت مفید، غیرمفید و ستون مفید هیدروکربوری است. سنگهای کربناته همراه با ماسه سنگها، سنگهای مخزنی نفت و گاز عمده ای را در دنیا تشکیل می دهند. مخزن آسماری میدان نفتی منصوری از جمله مخازن کربناته ترشیری ایران است که در 40 کیلومتری جنوب اهواز قرار دارد. این مخزن به 8 زون تقسیم شده که هر زون دارای لیتولوژی و اختصاصات پتروفیزیکی مربوط به خود است. با توجه به اینکه در مخزن آسماری میدان منصوری هر سه لیتولوژی عمده مخازن (ماسه سنگ، سنگ آهک و دولومیت) وجود دارد، مطالعه لیتولوژی و تاثیر آنها بر پارامترهای پتروفیزیکی مخازن از اهمیت زیادی برخوردار است. بررسی مقاطع نازک و نمودارهای چاه پیمایی حاکی از آن است که زون یک عمدتا کربناته (آهکی و دولومیتی)، زونهای 2، 3،4 و 5 عمدتا ماسه سنگی (بخش ماسه سنگی اهواز)، زون 6 مخلوطی از سنگ آهک، دولومیت، ماسه و شیل و زونهای 7 و 8 آهکی و شیلی است. بر اساس ارزیابی های به عمل آمده زون 2 با بیش از 80 درصد ماسه بیشترین ستون مفید هیدروکربنی، ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل را دارا بوده و نظر به اشباع آب کم آن (حدود 20 درصد برای زون های مفید)، بهترین کیفیت مخزنی را در بین زون های دیگر دارا می باشد. پس از آن زون های 3 و 1 از کیفیت مخزنی مناسب تری برخوردارند. از آنجایی که زونهای 4 تا 8 زیر سطح تماس آب و نفت قرار دارند، زون تولیدی نبوده و از کیفیت مخزنی پایینی برخوردارند. زون 2 بهترین لایه تولیدی نفت از نظر پارامترهای پتروفیزیکی به شمار می رود.

Evaluation of reservoir characteristics and lithology of Asmari formation in Mansuri oil field By: Saeid Alizadeh Pirzaman Abstract Evaluation of reservoir characteristics includes petrophysical parameters like Porosity, Permeability and fluid saturations, net thickness, net to Gross ratio and oil column and lithologic variations versus depth. Asmari Reservoir of Mansuri oil field is one of the Tertiary Carbonate reservoirs of Iran which is located 40 km south to Ahwaz city. This reservoir is divided into 8 zones. Each zone has special lithology and petrophysical properties. Zone 1 is generally carbonate (limestone and dolomite), zones 2, 3, 4 and 5 sandy (Ahwaz sand member), zone 6 mixture of Sandstone, limestone, dolomite and shale and zones 7 & 8 limestone and shale.
Based on the petrophysical evaluations zone 2 (by more than 80 percent sand) is the best pay zone and has the most values of net thickness, net to gross ratio and oil column and oil saturation. Also this paper shows that zones 3 and 1 follow the zone 2 respectively. Zones 4 to 8 are located below the oil water contact and are not pay zones.

مقدمه
هدف اصلی اختصاصات مخزنی، بازسازی اختصاصات پتروفیزیکی نظیر تخلخل، نفوذپذیری و اشباع سیالات می باشد. نحوه توزیع تخلخل می تواند رابطه متداول میان این اختصاصات باشد. در این ارتباط نمودارهای چاه پیمائی ابزار مناسبی است [4]. ارتباط بین اختصاصات پتروفیزکی و زمین شناسی (لیتولوژی) موضوعی بوده که از سال 1955 تا کنون شدیداً مطالعه شده است. تخلخل و نفوذپذیری لایه کربناته ناشی از واکنش میان انواع مواد اولیه رسوب و تنوعی از فرآیندهای دیاژنتیکی است.
نمودارهای چاه پیمائی ثبت پیوسته ای از پارامترهای سازنده نسبت به عمق را بدست می دهد که کاربرد زمین شناسی بسیار مفیدی دارد [8]. ترکیب سازندها به کمک نمودارهای چاه پیمائی (نظیر دانسیته، نوترون و اشعه گاما) می تواند بصورت کانی و یا عناصر شیمیائی بیان شود و بنابراین میان پارامترهای پتروفیزیکی و ترکیب سنگ رابطه وجود دارد. اطلاعات حاصل می تواند منجر به تفسیر بهتر جهت اکتشاف و تولید و لذا اختصاصات پیشرفته مخزن شود [2].
سنگهای کربناته همراه با ماسه سنگها، سنگهای مخزنی نفت و گاز عمده ای را در دنیا تشکیل می دهند. ذخایر هیدروکربن در این سنگها اساسا با دولومیت همراه است [9 & 3]. دولومیت ها حدودا %30 مخازن کربناته جهان را شامل می شوند و تقریبا80 درصد نفت و گاز قابل استحصال سنگهای کربناته آمریکای شمالی را در خود جای داده اند [13]. دوسوم نفت خاورمیانه در کربناتها جای گرفته و مخازن آسماری ایران با سن الیگومیوسن (ترشیری) در زمره مخازن دولومیتی نیز ذکر شده است [11]. این نوع مخازن نسبت به مخازن کلاستیکی (به عنوان مثال ماسه سنگها) بسیار هتروژن است [9]. به عنوان مثال با افزایش عمق، دولومیت ها مخازن بهتری را نسبت به سنگهای آهکی ایجاد می کنند. با توجه به اینکه در مخزن آسماری میدان منصوری هر سه لیتولوژی عمده مخازن (ماسه سنگ، سنگ آهک و دولومیت) وجود دارد، مطالعه لیتولوژی و تاثیر آنها بر پارامترهای پتروفیزیکی مخازن از اهمیت زیادی برخوردار است.
این موضوع اساسا به محیط رسوبگذاری رخساره های متعدد، فرایندهای تکتونیکی و دیاژنتیکی (سیمانی شدن، دولومیتی زاسیون، تبلور مجدد، شکستگی و ...) مربوط است که سنگهای کربناته را همراهی می کند [6&10]. بعلاوه شکستگی نیز نقش مهمی را در مخازن ایفا میکند و تخلخل و نفوذ پذیری ایجاد شده، آنیزوترپی عمده ای را در مخزن [7 & 9] بوجود می آورد. لذا، مطالعه لیتولوژی های مختلف و تاثیر آنها بر پارامترهای پتروفیزیکی مخازن از اهمیت زیادی برخوردار است[5].

میدان نفتی منصوری
میدان نفتی منصوری در 40 کیلومتری جنوب شهر اهواز واقع است و فاقد هر گونه ساختمان سطحی بوده و اساسا ساختاری است که به وسیله لرزه نگاری مشخص شده است. این میدان در سال 1341 اکتشاف گردیده و دارای چند سازند مخزنی (سازند آسماری و بخش ماسه سنگی اهواز، سازند ایلام و سازند سروک است). این میدان از سال 1353 مورد بهره برداری قرار گرفت و تا خرداد 1383 تعداد 58 حلقه چاه در آن حفاری گردیده است. بر اساس نقشه‌های حاصل از مطالعات لرزه‌نگاری و نقشه‌های ساختمانی زیرزمینی تهیه شده،‌ می‌توان میدان منصوری را تاقدیسی کشیده با دامنه‌های ملایم و کم شیب در راستای شمال غرب ـ جنوب شرق در نظر گرفت. شیب دامنه شمالی کمی بیشتر از دامنه جنوبی است و به ترتیب حدود 8-6 درجه و 6-5 درجه شیب دارند. شیب دماغه‌های شرقی و غربی نیز حدود 1 تا 5/1 درجه می‌باشد.
مخزن آسماری و بخش ماسه‌سنگی اهواز حاوی نفتی با 30 درجة API و 2 درصد سولفور است ]1[. ابعاد مخزن آسماری در سطح تماس آب و نفت حدود 30 کیلومتر طول و 5/3 کیلومتر عرض دارد. سطح تماس آب و نفت در این مخزن در حدود عمق 2272 متری زیر سطح دریا تعیین شده است. با توجه به اینکه نقطة ستیغ مخزن بر روی نقشه ساختمانی حدود عمق 2144 متری زیر سطح دریا را نشان می‌دهد و با احتساب آخرین منحنی بسته مخزن (2400 متری)، میزان بستگی قائم در حدود 256 متر محاسبه شده است، ارتفاع ستون نفت در قسمت‌های مرکزی مخزن حدود 128 متر می‌باشد که به سمت دماغه‌های مخزن از میزان آن کاسته می‌شود.

بحث
لیتولوژی:
بررسیهای پتروگرافی مقاطع نازک و مطالعات نمودارها حاکی از آن است که مخزن آسماری در این میدان تناوبی از آهک، دولومیت، ماسه سنگ و شیل است. مخزن آسماری به 8 زون (لایه) تقسیم شده و هر زون دارای لیتولوژی و اختصاصات پتروفیزیکی مربوط به خود است. زون 1 عمدتا کربناته (آهکی و دولومیتی)، زونهای 2،3،4 و 5 عمدتا ماسه سنگی (بخش ماسه سنگی اهواز)، زون 6 مخلوطی از سنگ آهک، دولومیت، ماسه و شیل و زونهای 7 و 8 آهکی و شیلی است. اشکال 1 و2 درصد ماسه، دولومیت آهک و رس موجود در زون های مختلف چاه شماره 46 این میدان را نشان می دهد.
پارامترهای پتروفیزیکی:

مخزن آسماری در میدان منصوری به 8 زون تقسیم بندی شده است. زونهای 1، 2 و 3 حاوی هیدروکربن بوده و بقیه زونها اشباع از آب می باشند. زون 2 این مخزن کیفیت مخزنی محسوسی نسبت به بقیه زون ها دارد. در شکل 2 تعدادی از نمودارهای ارزیابی پارامترهای پتروفیزیکی مخزن برای چاه شماره 46 منصوری و در شکل 3 برای زون 2 کل میدان جهت نمونه آورده شده است. ارزیابی پتروفیزیکی این زون ها به شرح زیر است:
زون1- این لایه عمدتاً از آهک های دولومیتی و دولومیت های آهکی، آهک و یک لایه آهک شیلی تشکیل یافته و از میزان تخلخل خوب تا خیلی خوب برخوردار است. میزان ضخامت خالص در این زون متنوع بوده و از مقدار کمتر از یک متر تا 21 متر (در اطراف چاه شماره 43) متغیر است. مقدار ضخامت خالص در قسمت های مرکزی تاقدیس نسبت به یالها و دماغه های تاقدیس بیشتر است. مقدار ضخامت خالص به ناخالص نیز مقادیر متنوعی بوده و در قسمت های مرکزی تاقدیس خصوصاً اطراف چاههای 12،29،28،34،43 از 5/0 بیشتر است. این نسبت در اطراف چاه شماره 34 حداکثر مقدار خود (98/0) را دارا می باشد. متوسط اشباع آب ضخامت های خالص بین 30 تا 50 درصد بوده و در هیچ کدام از چاهها از 30 درصد کمتر نیست. مقدار ستون مفید هیدروکربن در این زون به حداکثر 6/2 متر (چاه 43) می رسد. این زون در پاره ای از چاهها کلاً آبزده می باشد (مانند چاه 46 هر چند که در قسمت های میانی تاقدیس قرار دارد). مسلماً مقدار ضخامت خالص در چاههایی که خارج از بستگی افقی حفر شده اند مانند چاه 27، صفر و یا ناچیز خواهد بود.
زون 2- این لایه عمدتاً از ماسه ها ی شیلی، ماسه سنگ و ماسه های آهکی تشکیل یافته و از توسعه تخلخل خوب و خیلی خوب بعضاً متوسط برخوردار و هیدروکربن دار می باشد. بر طبق ارزیابی های به عمل آمده، این زون از کیفیت مخزن به مراتب بهتری نسبت به سایر زونها برخوردار می باشد. میزان ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل و همچنین ستون مفید هیدروکربن در این زون بالا بوده به طوری که میزان ضخامت خالص در پاره ای از چاهها به مقدار بیش از 30 متر و ستون هیدروکربن 8 متر بالغ می شود. اصولاً زونهای 2، 3، 4 و 5 در میدان منصوری عمدتاً از ماسه سنگ تشکیل شده و با توجه به سیمان شدگی کم این ماسه سنگها، کیفیت مخزنی این افق ها بسیار بالاست. شکل 1 صحت این مطالب را برای چاه شماره 46 خاطرنشان می کند. همچنین نمودارهای موجود در شکل 3 تغییرات میدانی پنج پارامتر پتروفیزیکی را در زون مخزنی 2 نشان می دهند.
زون 3- این لایه عمدتاً ار ماسه سنگ، ماسه های شیلی و آهک های دولومیتی تشکیل یافته و دارای تناوبی از توسعه تخلخل خیلی خوب تا پایین برخوردار است و در بخش میانی بصورت رگه های ضخیم هیدروکربن دار می باشد. قسمت عمده این زون ماسه سنگی بوده که در افزایش کیفیت مخزن نقش مهمی را ایفا نموده است. بر اساس مطالعات میدان انجام گرفته به طور کلی در این میدان مقدار نسبت ضخامت خالص به نا خالص نسبت به زون 2 کاهش را نشان می دهد هر چند که گاه به بیش از 6/0 (چاه شماره 42) می رسد این لایه ستون هیدروکربنی خوبی دارد به طور کلی این لایه تولیدی بوده و از کیفیت مخزنی نسبی مناسبی برخوردار است. زون 4 تا 8- از آنجایی که سطح تماس آب و نفت برای کل میدان در عمق 2272 متری زیر سطح دریا (2279 متر از سطح زمین) قرار دارد، لذا قسمت پایین زون 3 و زونهای 4،5،6،7،8 مخزن آسماری این میدان زیر سطح تماس آب و نفت واقع گردیده و میزان ضخامت خالص، ستون مفید هیدروکربن و نسبت ضخامت خالص به ناخالص در این زون ها صفر و یا بسیار ناچیز است.

نتیجه گیری
1- مخزن آسماری به 8 زون (لایه) تقسیم شده است که هر زون دارای لیتولوژی و اختصاصات پتروفیزیکی مربوط به خود است. زون یک عمدتا کربناته (آهکی و دولومیتی)، زونهای 2، 3،4 و 5 عمدتا ماسه سنگی (بخش ماسه سنگی اهواز)، زون 6 مخلوطی از سنگ آهک، دولومیت، ماسه و شیل و زونهای 7 و 8 آهکی و شیلی است.
2- مقایِسه زونهای مختلف مخزن در چاه شماره 46 نشان می دهد که با افزایش عمق بر میِزان شیل و آهک بطور نسبی افزوده می شود ولی مقدار کوارتز بویژه در زونهای خاص (2، 3، 4 و 5) درصد عمده ای را تشکیل داده و در زون 5 بمقدار کم یافت می شود. میزان دولومیت بطور نسبی با افزایش عمق کاهش می یابد و بیشترین مقدار آن در زون 1 مشاهده می شود.
3- درصد اشباعی آب و نفت در چاه شماره 46 در زون 2 و 3 بترتیب کاهش و افزایش می یابد و این نشانه تمرکز نفتی بیشتر در بخشهای ماسه سنگی است. در زون 1 که یک زون آهکی- دولومیتی است تغییرات این دو پارامتر قابل توجه است ولی درصد اشباع نفت آن از زونهای 2 و 3 کمتر می باشد.
4- تغییرات درصد اشباع آب و نفت در مخزن حاکی از کنترل لیتولوژیکی توزیع نفت است، بطوریکه در زون 2 و 3 بدلیل بالا بودن درصد ماسه سنگ، بیشترین مقدار را داراست. در این زون فرایند دولومیتیزاسیون غالب نیست.
5- بر اساس ارزیابی های به عمل آمده زون 2 با بیش از 80 درصد ماسه بیشترین ستون مفید هیدروکربنی، ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل را دارا بوده و نظر به اشباع آب کم آن (20 درصد برای زون های مفید)، بهترین کیفیت مخزنی را در بین زون های دیگر دارا می باشد. پس از آن زون های 3 و 1 از کیفیت مخزنی مناسب تری برخوردارند. از آنجایی که زونهای 4 تا 8 زیر سطح تماس آب و نفت قرار دارند، لایه تولیدی نبوده و از کیفیت مخزنی پایینی برخوردارند. زون 2 بهترین لایه تولیدی نفت از نظر پارامترهای پتروفیزیکی به شمار می رود.

منابع
1- مطیعی، ه. ،1372، زمین‌شناسی ایران، چینه‌شناسی زاگرس، سازمان زمین‌شناسی کشور.
2- Durrast, H., & Siegesmund, S., 1999, Correlation between rock fabrics and physical properties of carbonate reservoir rocks, Int. J. Earth Sci., 88, 392-408. 3- Jardine, D., & Wilshart, J.W., 1987, Carbonate reservoir deion. Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 40, 129-152 4- Lucia, F. J., 1999, Carbonate reservoir rocks, Springer-verlog Berlin Heidelberg New York, 226 P. 5- Luo, P., & Machel, H.G., 1995, Pore size and pore throat types in a heterogeneous dolostone reservoir, Devonian Grosmont Formation, Western Canada sedimentary basin. Am. Assoc. Petr. Geol. Bull. Vol. 79, P. 1698-1720. 6- Murray, R. C.,& Pray, L.C., 1965, Dolomitization and limestone digenesis, An introduction, Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 13, 1-2 7- Nelson, R. A., 1985, Geological analysis of naturally fractured reservoirs. Gulf Publishing, Houston, pp.1-320 8- Schlumberger, 1989, Log interpretation/ Application, 2 nd edition, Schlumberger Well Services. 9- Sun, S.Q., 1995, Dolomite reservoirs: Porosity evolution and reservoir characterization, AAPG Bull., 79, 186-204 10- Wardlaw, N.C., 1965, Pore geometry of carbonate rocks, as revealed by pore casts and capillary pressure, AAPG Bull., 60, 245-257. 11- Warren, J., 2000, Dolomite: occurrence, evolution and economically important associations, Earth Science Reviews Vol. 52, P. 1-81 12- Zenger, D.H., Dunham, J.B., & Ethington, R.L., 1980, Concepts and models of dolomitization, Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 28, 1-320.