بررسی افق بهره‎‍ده و ویژگی هیدروکربنی مخزن فهلیان با استفاده از آنالیزهای برخط گاز همراه گل حفاری در میدان یادآوران، دشت آبادان

مقدمه

در روند حفاری مخازن هیدروکربنی، داده‎‍های ارزشمندی به دست می‎‍آید که ‎‍ از آنها برای مشخصه‎‍سازی لایه‎‍های تولیدی مخازن هیدروکربنی استفاده می‎‍شود. یکی از این داده‎‍ها، اطلاعات گاز همراه گل حفاری یا همان آنالیز برجای گاز خروجی از گل حفاری است. در حین حفاری، سیستم عملیاتی نمونه‎‍گیر گازی بدون وقفه در حال کار است و تفسیر داد‎‍ه‎‍های آنالیز، به‎‍صورت برخط انجام می‎‍شود. با استفاده از شناسایی روندهای ترکیب گاز و تغییرات نسبت آنها، تغییرات سنگ‎‍شناسی و محتوای سیال سازندهای حفاری‎‍شده‎‍ بررسی‎‍ و از آنها در جهت هدایت حفاری یک چاه استفاده می‎‍شود (Farouk et al. 2014). استفاده از روش آنالیز پیمایش گاز در حین حفاری، به‎‍دلیل چابکی استحصال داده‎‍ها و جلوگیری از خطرات احتمالی، از‎‍جمله فوران، در فرایند حفر چاه بسیار مهم و بهنگام است. همچنین داده‎‍های تفسیری این روش، به بهینه‎‍تر‎‍شدن عملیات چاه‎‍آزمایی نیز کمک می‎‍کند (Wiersberg and Erzinger 2007).

اندازه‎‍گیری میزان گازهای هیدروکربنی در گل حفاری، با کروماتوگراف گازی انجام می‎‍شود که شامل کنترل کیفیت نمونه‎‍گیری در زمان‎‍های مشخص و تجزیه و تحلیل گاز نمونه‎‍ها با استفاده از نسبت گاز هیدروکربنی است (Ferroni et al. 2012). ثبت با‎‍کیفیت این گازها به‎‍همراه تحلیل ژئوشیمیایی صحیح آنها، به ارزیابی و توصیف مخزن به‎‍صورت برخط کمک شایانی می‎‍کند؛ زیرا داده‎‍های گاز به دست آمده در طول حفاری یک چاه، نشانه‎‍های گاز مشخصی را در سازندهای مختلف نشان می‎‍دهد (Wiersberg and Erzinger 2007). هرچه شناسایی گازهای هیدروکربنی دقیق‎‍تر و طیف بیشتری از هیدروکربن‎‍ها را شامل شود، ارزیابی سازند در حین حفاری، تعیین سطوح سیال مخزن و شناسایی افق بهره‎‍ده، با کیفیت و وضوح بالاتری انجام می‎‍شود (Arief and Yang 2020).

هدف این پژوهش بررسی و تعیین لایه‎‍های بهره‎‍ده مخزن فهلیان در میدان یادآوران واقع در دشت آبادان، با استفاده از ارزیابی ژئوشیمیایی گازهای هیدروکربنی موجود در گل حفاری است.

زمین‎‍شناسی منطقه

حوضۀ رسوبی زاگرس با طول 1800 کیلومتر، در حاشیۀ شمال شرقی صفحۀ عربی قرار گرفته است. دشت آبادان یکی از زیرحوضه‎‍های مهم این حوضۀ رسوبی ازنظر منابع هیدروکربنی است که ازطریق فروافتادگی دزفول، خلیج‎‍فارس و کشور عراق محصور شده ‎‍است. مرز شمال- شمال شرقی آن منطبق با گسل پی‎‍سنگی جبهۀ زاگرس (لبۀ جنوبی تاقدیس‎‍های سوسنگرد، آب تیمور، منصوری) است و پس از عبور از جنوب میدان رگ سفید، وارد خلیج‎‍فارس می‎‍شود. بیش از هفت میدان نفتی درخور توجه مانند میدان‎‍های دارخوین، جفیر، یاران، یادآوران و آزادگان در این منطقه واقع شده ‎‍است (شکل 1) که تولید نفت آنها، عموماً از مخازن با سن کرتاسه انجام می‎‍شود (Kobraei and Rabbani 2018).

دشت آبادان بخشی از حوضۀ رسوبی بین‎‍النهرین است که لرزه‎‍خیزی پایین و ویژگی‎‍های ساختمانی متفاوتی از فروافتادگی دزفول دارد (Zeinalzadeh et al. 2015). روند تاقدیس‎‍ها در این حوضه، شمالی – جنوبی است که با روند کلی شمال غربی – جنوب شرقی ساختمان‎‍ها در حوضۀ رسوبی زاگرس متفاوت است. منشأ این ساختمان‎‍های شمالی - جنوبی به کوهزایی ناتیباه^[1] در اواخر پروتوزوئیک باز‎‍‎‍می‎‍گردد (Satarzadeh et al. 1999; Saadatinejad and Sarkarinejad 2011). همچنین شیب یال تاقدیس‎‍ها برخلاف فروافتادگی دزفول، ملایم است. سطح این دشت پوشیده از رسوبات آبرفتی عهد حاضر است و ساختمان‎‍ها هیچ‎‍گونه بیرون‎‍زدگی را نشان نمی‎‍دهد؛ در حالی که سازند آسماری مهم‎‍ترین مخزن در فروافتادگی دزفول است و مخازن بنگستان و خامی مهم‎‍ترین نقش را در تجمع نفت و گاز در دشت آبادان دارند (Aghanabati 2006).

میدان یادآوران، در دشت آبادان و در شمال خرمشهر قرار دارد (شکل 1) و ابعاد آن 15×45 کیلومتر است. این میدان از ترکیب دو تاقدیس حسینیه و کوشک تشکیل شده است، در سطح زمین فاقد رخنمون بوده و به‎‍وسیلۀ برداشت‎‍های ژئوفیزیکی اکتشاف شده ‎‍است. تاقدیس آن در امتداد ساختمان‎‍های دارخوین، خرمشهر و آزادگان دارای روند شمالی – جنوبی است. میدان یادآوران در مجاورت با میدان سنباد کشور عراق قرار گرفته است. از این میدان دو نوع نفت سنگین و سبک، به ترتیب از سازند‎‍های سروک و فهلیان برداشت می‎‍شود. میزان نفت در جای آن 17 میلیارد بشکه تخمین زده شده‎‍ است (Kobraei and Rabbani 2018).

در این پژوهش، اطلاعات دو چاه حفر‎‍شده در مخزن فهلیان برای آنالیز پیمایش گل حفاری استفاده شده است. جنس سازند فهلیان آهکی و به رنگ خاکستری است. نمونه‎‍های خرده‎‍حفاری این سازند که آثار نفتی دارد، در زیر نور فلورسنس زرد روشن با درخشندگی بالایی همراه است. سازند فهلیان در دشت آبادان در مبنای خصوصیات سنگ‎‍چینه‎‍ای به دو بخش غیررسمی پایین و بالا تقسیم می‎‍شود (Kazemi et al. 2025). بخش پایینی دارای کیفیت مخزنی‎‍ و حاوی هیدروکربن اقتصادی است؛ در حالی که بخش بالایی کیفیت مخزنی پایینی دارد و به‎‍همراه سازند گدوان، به‎‍عنوان پوش سنگ بخش پایینی عمل می‎‍کند (Ramezani Akbari et al. 2017; Kazemi et al. 2020).

شکل 1- نقشۀ موقعیت میدان یادآوران در دشت آبادان، جنوب غرب ایران (اقتباس با تغییرات از Sadouni and Rabbani 2018)

Fig 1- Location map of Yadavaran Field in the Abadan Plain, south-western Iran (Modified from Sadouni and Rabbani 2018)‎‍

 روش‎‍کار

ثبت و ذخیرۀ اطلاعات گاز همراه از گل حفاری در دو حلقه چاه میدان یادآوران بر پایۀ یک دستگاه کروماتوگرافی گازی با آشکارگر شعلۀ یونی انجام شده است. گازهای همراه با گل حفاری، ازطریق موتورهای تله گازی از گل حفاری جدا‎‍ و وارد دستگاه کروماتوگرافی گازی می‎‍شود و براساس میزان گاز و زمان ورود آن به آشکارگر، ثبت می‎‍شود. شایان ذکر است دستگاه‎‍، روزانه با نمونه‎‍های استاندارد کالیبره می‎‍شود. پس از ورود و آنالیز گاز با دستگاه، کیفیت داده‎‍های ثبت‎‍شده‎‍ بررسی می‎‍شود. برای این منظور، از شاخص نسبت کیفیت گاز[2] (GQR) استفاده می‎‍شود. این شاخص از نسبت مقدار گاز کل به مجموع میزان اجزای هیدروکربن، ضرب در تعداد اتم کربن آن به دست می‎‍آید (Newton et al. 2014; Wiersberg and Erzinger 2007). قرار‎‍گرفتن این نسبت در محدودۀ 8/0 تا 2/1، مؤید خوب‎‍بودن کیفیت داده‎‍هاست (Sfidari et al. 2023). در این پژوهش داده‎‍هایی حذف شدند که خارج از این بازه قرار گرفتند؛ بنابراین باقی نتایج ثبت‎‍شده از گاز همراه گل حفاری از دو چاه‎‍ مطالعه‎‍شده،‎‍ کیفیت مناسبی دارد (شکل 2).

بحث

تعبیر و تفسیر گازهای همراه با گل حفاری برای توصیف سیالات مخزن و تعیین ناحیۀ بهره‎‍ده متکی به نسبت‎‍های گازهای هیدروکربنی موجود در گل حفاری است. این نسبت‎‍های هیدروکربنی، بیانگر لایه‎‍های مخزنی و غیرمخزنی و توان تولید گاز، نفت و آب است که به‎‍صورت نسبت پیکسلر، تری^[3]، تعادل^[4]، شاخص^[5] و ... تعریف می‎‍شود. شایان ذکر است که تلفیق این نتایج با داده_‎‍‎‍های چاه‎‍نگاری، اطمینان از نتایج را افزایش می‎‍دهد (Sfidari 2023). شکل 3، میزان گازهای هیدروکربنی‎‍ بر‎‍اساس پیمایش گاز محلول در گل حفاری را در عمق‎‍های مختلف‎‍ برای چاه A میدان یادآوران نشان می‎‍دهد. همان‎‍طور که مشخص است، با ورود به سازند فهلیان در عمق 4050 متر، غلظت گازهای هیدروکربنی در گل حفاری افزایش می‎‍یابد که تا قبل از این افق زیر 1000 ppm است‎‍. این نتیجه کاملاً با نتایج نشانه‎‍های نفتی[6] روی خرده‎‍های حفاری برای هر دو چاه، تطابق دارد (شکل 4).

شکل 2- نمودار شاخص نسبت کیفیت گاز به عمق برای چاه A و B‎‍

Fig 2- Plot of Gas Quality Ratio Versus Depth for Well A and B‎‍

شکل 3- توزیع اجزا متان تا پروپان محلول در گل حفاری در چاه‎‍ A

Fig 3- Distribution of components from methane to propane in drilling mud in the well A.

 نسبت متان به گازهای سنگین‎‍تر اتان، پروپان و بوتان، نشانگر بازه‎‍های گاز، نفت و آب است (Pixler 1969). نسبت C1/C2 بین ۲ تا ۱۵ نشان‌دهندۀ ناحیۀ نفت است؛ در حالی که نسبت بین ۱۵ تا ۶۵ نشان‌دهندۀ گاز است. هرچه این نسبت بیشتر باشد، گاز غنی‌تر یا چگالی هیدروکربن کمتر است. اگر نسبت C1/C2 کمتر از حدود ۲ باشد، نشان‌دهندۀ نفت باقی‎‍مانده و اگر بالای ۶۵ باشد، نشان‎‍دهندۀ ناحیۀ غیرتولیدی است (Pixler 1969). شکل 5 نشان می‎‍دهد که سیال موجود در مخزن، فهلیان نفتی است. انحراف برخی داده‎‍ها به‎‍سمت قسمت گازی، در حقیقت بالا‎‍بودن درجۀ API نفت این مخزن را نشان می‎‍دهد (API=38 ̊). روند داده‎‍های هر دو چاه خیلی شبیه به هم‎‍ و حاکی از پیوستگی مخزن بین این دو چاه است، اگرچه باید توجه کرد که برای بررسی پیوستگی مخزن بین این دو چاه،‎‍ به اطلاعات بیشتر زمین‎‍شناسی، ژئوشیمی و مخزن نیاز است.

شکل 4- نمودار گاما، گازهای هیدروکربنی، مشخصات سنگ‎‍شناسی و نشانه‎‍های نفتی برای چاه‎‍ A و B

Fig 4- Gamma ray log, hydrocarbon gases, petrographic characteristics, and oil shows for well A and B

شکل 5- نمودار متان در مقابل اتان، بر مبنای بازه‎‍های پیکسلر

Fig 5- Plot of Methane versus ethane, identifying oil and gas reservoir layers based on Pixler intervals

 از دیگر نسبت های هیدروکربنی که برای تحلیل داده‎‍های گاز موجود در گل حفاری استفاده می‎‍شود، نسبت‎‍های تری (Wh)، تعادل (Bh) و نسبت شاخص (Ch) است (Haworth et al. 1985). این نسبت‌ها با استفاده از فرمول‌های زیر محاسبه شده‎‍اند:

Wetness ratio (Wh) = [(C2 + C3 + C4 + C5) / (C1 + C2 + C3 + C4 + C5)] x 100;

Balance ratio (Bh) = [(C1 + C2)/ (C3 +C4 + C5)];

Character ratio (Ch) = [(C4 +C5)/C3];

نسبت تری با افزایش چگالی گاز، افزایش می‎‍یابد، نسبت تعادل در حقیقت نسبتی مستقیم بین هیدروکربن‌های سبک و سنگین است که ‎‍همراه نسبت تری برای تفسیر استفاده می‎‍شود (جدول 1) و رابطۀ معکوسی با آن دارد (Mode et al. 2014; Sahu 2018). در عمل، یک رابطۀ بسیار ساده بین نسبت‌های تری و تعادل برای تعیین نوع سیال و نقاط تماس در حین حفاری استفاده می‌شود. اگر نسبت تعادل بیشتر از نسبت تری باشد، پیش‌بینی می‌شود که در لایه، گاز وجود دارد؛ در حالی که اگر نسبت تری بیشتر از نسبت تعادل باشد، پیش‌بینی این است که در لایه نفت وجود دارد. هرچه منحنی‌ها به یکدیگر نزدیک‌تر باشند، نفت سبک‌تر است و هرچه فاصلۀ منحنی‌ها بیشتر باشد، نفت سنگین‌تر یا حاوی نفت باقی‎‍مانده ‎‍است (Mode et al. 2014)؛ بنابراین، تماس گاز- نفت (GOC) با نقاط تقاطع دو منحنی تعریف می‌شود. نسبت شاخص فقط برای روشن‌‎‍کردن تفسیر نسبت تری و تعادل، زمانی‎‍که نشان‌دهندۀ گازند، استفاده می‌شود؛ به این صورت که اگر این نسبت کمتر از 5/0 بود، تفسیر گاز بر‎‍اساس دو نسبت دیگر صحیح است و اگر بالاتر از 5/0 بود، گاز تفسیر‎‍شده را با نفت مرتبط می‌‎‍کند (Haworth et al. 1985).

جدول 1- تعیین توان تولیدی مخزن و سیال مورد انتظار با استفاده از نسبت تعادلی و تری (Hawker 1999)‎‍

Table 1- Determining the reservoir zone and fluid production capacity using the Balance and Wetness ratio (Hawker 1999)‎‍

با توجه به نسبت‎‍های تری و تعادل و تفاوتی که بین این دو وجود دارد، نوع سیال موجود در مخزن فهلیان، نفتی است که نتایج قبلی را نیز تأیید می‎‍کند (شکل 6). البته با توجه به روند این دو نسبت، مخزن فهلیان‎‍ در دو افق مخزنی تعریف می‎‍شود. این نتیجه با نتایج حاصل از مطالعات زمین‎‍شناسی و پتروفیزیکی تطابق دارد (Shakeri and Parham 2013). افق بالایی مخزن فهلیان، که نسبت‎‍های تری و تعادل اختلاف بیشتری را نشان می‎‍دهند، ناشی از ترکیب سنگین‎‍تر نفت یا ناحیه‎‍ای با توان تولیدی پایین باشد. با توجه به مطالعات زمین‎‍شناسی و پتروفیزیکی انجام‎‍شده در گذشته (Mohseni et al. 2016; Ramezani Akbari et al. 2017; Tavoosi Iraj et al. 2023)، کیفیت مخزنی افق بالایی کم است و فرضیۀ توان تولیدی پایین همراه با نفت باقی‎‍مانده، محتمل‎‍تر به نظر می‎‍رسد. دو نسبت تری و تعادل در افق پایینی اختلاف کمتری دارند و نشان‎‍دهندۀ ناحیۀ تولیدی با نفت سبک در این قسمت است. این ادعا با توجه به وزن مخصوص نفت سازند فهلیان کاملاً صادق است. در ابتدای ورود به سازند فهلیان در چاه B، به‎‍سبب لایه‎‍های شیل و مارن، اختلاف این دو نسبت زیاد است؛ اما بعد از گذشت از این لایه‎‍ها و ورود به لایۀ آهکی و تغییر در تخلخل و تراوایی، سازند این نسبت‎‍ها شروع به افزایش کرده‎‍اند (شکل 5).

همچنین از نسبت C1/C4+C5 برای تعیین مقادیر هیدروکربن های سنگین استفاده می‎‍شود و بالا‎‍بودن این نسبت، مقادیر پایین هیدروکربن‎‍های سنگین را نشان می‎‍دهد. این نسبت در نمونه‎‍های هر دو چاه بالاست (شکل 7). نکتۀ درخور توجه اینکه این نسبت نیز مخزن فهلیان را به دو افق مختلف مخزنی تقسیم می‎‍کند و افق پایین‎‍تر نسبت‎‍های بزرگتری را نشان‎‍ می‎‍دهد که نشان‎‍دهندۀ وجود نفت سبک‎‍تر در آن است.

شکل 6- نمودار نسبت‎‍های تری، تعادل و شاخص در مقابل عمق در چاه‎‍های A و B‎‍

Fig 6- Plot of Wetness, Balance and Character ratios against depth in wells A and B‎‍

 شکل 7- نمودار C1/C4+C5 در مقابل عمق برای چاه‎‍های A و B‎‍

Fig 7- Plot of C1/C4+C5 against depth in wells A and B‎‍

 نتیجه‎‍

تفسیر گازهای همراه با گل حفاری، متکی به میزان و نسبت‎‍های‎‍ گازهای هیدروکربنی است. این نسبت‎‍ها بیانگر افق‎‍های مخزنی و غیرمخزنی و نوع سیال موجود در آنهاست. میزان گازهای هیدروکربنی با ورود به سازند فهلیان افزایش می‎‍یابد و تطابق خوبی را با نشانه‎‍های نفتی بارزشده در خرده‎‍های حفاری نشان می‎‍دهد. تفسیر نسبت پیکسلر C1/C2 برای نمونه‎‍های اخذ‎‍شده بین 2 تا 15 است که نشان‎‍دهندۀ سیال نفتی در مخزن فهلیان است و انحراف برخی داده‎‍ها‎‍ به‎‍سمت قسمت گازی، بالا‎‍بودن درجۀ API نفت را نشان می‎‍دهد. بیشتر‎‍بودن نسبت‎‍های تری از تعادل نیز، سیال نفت را برای مخزن فهلیان تأیید می‎‍کند. روند این دو نسبت در دو افق بالا و پایین مخزن با هم متفاوت است. این دو نسبت در افق پایینی اختلاف کمی دارند که نشان‎‍دهندۀ ناحیه تولیدی با نفت سبک است. در افق بالایی مخزن فهلیان، نسبت‎‍های تری و تعادل اختلاف بیشتری دارند که به احتمال زیاد ناشی از توان تولیدی پایین این ناحیه به‎‍همراه نفت باقی‎‍مانده است. همچنین بالا‎‍بودن نسبت C1/C4+C5، مقادیر پایین هیدروکربن‎‍های سنگین را در مخزن فهلیان نشان‎‍ می‎‍دهد. این نسبت نیز مخزن فهلیان را به دو افق مختلف مخزنی تقسیم می‎‍کند که افق پایین‎‍تر، نسبت‎‍های بزرگ‎‍تری را نشان‎‍ می‎‍دهد.

[1] Natibah orogeny

[2] Gas Quality Ratio

[3] Wetness

[4] Balance

[5] Character

[6] Oil show