Reservoir characteristics of the Miocene age formations at the Allas Dome, Hamrin Anticline, Northern Iraq

Abstract

Purpose. This study evaluated the reservoir characteristics and determined the formation lithology of Dhiban, Euphrates, and Serikagni in the Hamrin wells (Hr-2 and Hr-9). Methods. The well logs have used the gamma ray log, the porosity logs, (density, neutron, and sonic logs), and the resistivity logs. The data were converted into digital values by using the Didger program. The formation lithology was determined on the basis of the density, neutron logs, and gamma ray log. Findings. Lithology consists of limestone, dolomite, dolomitic limestone, and marly limestone with the addition of anhydrite. Petrophysical characteristics, namely, volume of shale, porosity, water saturation, and hydrocarbon saturation were calculated and evaluated. The total volume of water and hydrocarbon for reservoir layers were also determined. Originality. Dhiban, Euphrates, and Serikagni the formations in the Hamrin field were divided into two potential units, depending on the petrophysical analysis of the well logs in reservoir unit – A(RU-A). Thus, the total thickness of the unit (86.25 m), and average porosity (0.14), the hydrocarbon saturation (0.11), and the volume of shale (14.25). While the Reservoir unit-B (RU-B). The total thickness of the unit (50 m), average porosity (0.09), the hydrocarbon saturation (0.26), and the volume of shale (49). Practical implications. The RU-A reservoir unit was characterized by high porosity and high hydrocarbon saturation regardless of the thickness in both wells.

Мета. Визначення та оцінка характеристик літології нафтогазових пластів Дібана, Євфрату і Серікагні за свердловинами Хамрін на основі сучасних геофізичних методів та цифрових технологій. Методи. У дослідженні використовувались дані свердловин Hr-2 та Hr-9 у провінції Салах аль-Дін на родовищі Північний Хамрін. Для моніторингу свердловин використовувалися дані гамма-каротажу (GR), компенсованого нейтронного каротажу (CNL), каротажу щільності пласта (FDC), звукового каротажу (свердловинний каротаж, BHC), кавернометрії, каротаж опору та дані кернів (пористість і проникність). Дані були перетворені в цифрові значення для побудови каротажних діаграм і літології за допомогою програм Didger-3, Logplot-7 та Excel. Літологію пласта визначали на основі щільнісного гама каротажу, нейтронного каротажу та журналів нейтронів і діаграми гамма-каротажу. Результати. Встановлено, що літологія нафтогазових пластів складається з вапняку, доломіту, доломітового вапняку та мергелистого вапняку з додаванням ангідриту. Розраховані та оцінені петрофізичні характеристики, а саме: обсяг сланців, пористість, насиченість водою та насиченість вуглеводнями. Визначено загальний об’єм води та вуглеводнів для шарів пласта. Запропоновано нафтогазові утворення родовища Хамрін поділити на дві потенційні одиниці залежно від петрофізичних даних свердловин у пластовій частині – А (RU-A). Визначено загальну потужність покладу – 86.25 м, середню пористість – 0.14, насиченість вуглеводнями – 0.11 та обсяг сланців – 14.25. В той же час, у пластовій частині – В (RU-B) загальна потужність покладу склала 50 м, середня пористість – 0.09, насиченість вуглеводнями – 0.26, а обсяг сланців – 49. Наукова новизна. Вперше для умов нафтогазових пластів Дібан, Євфрат та Серікагні виявлені їх петрофізичні характеристики, фізико-механічні властивості та особливості літологічної будови масиву. Практичне значення. Врахування виявленої високої пористості та насиченості пластової частини RU-A дозволить вносити корективи у технологічні параметри розробки нафтових родовищ для підвищення ефективності видобутку.

Цель. Определение и оценка характеристик литологии нефтегазовых пластов Дибана, Евфрата и Серикагни по скважинам Хамрин на основе современных геофизических методов и цифровых технологий. Методика. В исследовании использовались данные скважин Hr-2 и Hr-9 в провинции Салах аль-Дин на месторождении Северный Хамрин. Для мониторинга скважин использовались данные гамма-каротажа (GR), компенсированного нейтронного каротажа (CNL), каротажа плотности пласта (FDC), звукового каротажа (скважинный каротаж, BHC), кавернометрия, каротаж сопротивления и данные кернов (пористость и проницаемость). Данные были преобразованы в цифровые значения для построения каротажных диаграмм и литологии с помощью программ Didger-3, Logplot-7 и Excel. Литологии пласта определяли на основе плотностного гамма каротажа, нейтронного каротажа и журналов нейтронов и диаграммы гамма-каротажа. Результаты. Установлено, что литология нефтегазовых пластов состоит из известняка, доломита, доломитового известняка и мергелистого известняка с добавлением ангидрита. Рассчитаны и оценены петрофизические характеристики, а именно: объем сланцев, пористость, насыщенность водой и насыщенность углеводородами. Определен общий объем воды и углеводородов для слоев пласта. Предложено нефтегазовые образования месторождения Хамрин разделить на две потенциальные единицы в зависимости от петрофизических данных скважин в пластовой части – А (RU-A). Определена общая мощность залежи – 86.25 м, средняя пористость – 0.14, насыщенность углеводородами – 0.11 и объем сланцев – 14.25. В то же время, в пластовой части – В (RU-B) общая мощность залежи составила 50 м, средняя пористость – 0.09, насыщенность углеводородами – 0.26, а объем сланцев – 49. Научная новизна. Впервые для условий нефтегазовых пластов Дибан, Евфрат и Серикагни выявлены их петрофизические характеристики, физико-механические свойства и особенности литологического строения массива. Практическая значимость. Учет выявленной высокой пористости и насыщенности пластовой части RU-A позволит вносить коррективы в технологические параметры разработки нефтегазовых месторождений для повышения эффективности добычи.