تقييم تغايرية المكمن باستخدام عامل الاضطراب كأداة فعّالة لتصنيف وحدات الجريان الهيدروليكي لبئر BM-85، خليج السويس، مصر

لماذا تهم الطبقات الصخرية تحت البحر الأحمر

تحت مياه خليج السويس في مصر، تتحكم طبقات رقيقة من الرمل والطين فيما إذا كان حقل نفطي سيواصل الإنتاج أم سيجف. حتى في الآبار التي تبدو واعدة على الورق، تسمح بعض الطبقات الصخرية بتدفق النفط بحرية بينما تعيقها أخرى بعناد. تستعرض هذه المقالة طريقة جديدة لفرز تلك الطبقات المخفية في البئر الواحد BM‑85، من خلال النظر ليس فقط في مسامية الصخور، بل في مدى اضطراب حركة الموائع عبر ممراتها الدقيقة.

نسيج أرضي معقّد

تركز الدراسة على تكوين السنوني السفلي، حزمة صخرية تقع عميقاً تحت خليج السويس. تُعرف هذه المنطقة لدى الجيولوجيين بهيكلها الممزق والمصدوع وتغيرات نوعية الصخور السريعة. بدلاً من كونها طبقات بسيطة ومتجانسة، يتصرف المكمن أشبه ببُرْدَة تشُبَّكَت من رمال ومارلات وطبقات رقيقة من الطين. تؤثر هذه التباينات — المعروفة بتغايرية المكمن — بقوة على كيفية تحرك النفط والغاز والماء تحت الأرض، وقد تصنع الفارق بين إنتاج فعّال وموارد متروكة.

نظرة داخل الصخور عبر الأنوية والقياسات المسجلة

لفك تعقيد هذه الصورة، جمع الباحثون نوعين من الأدلة. أولاً، درسوا 103 عينات أسطوانية صغيرة من الصخور (أنوية) مأخوذة من أعماق تقارب 3.4 إلى 3.5 كيلومتر تحت السطح. قياسات المختبر حددت مقدار الفراغات في هذه العينات (المسامية) ومدى سهولة مرور الموائع عبرها (المسامية الهيدروليكية). ثانياً، حللوا القياسات المستمرة المسجلة بواسطة أدوات نُزِّلت في البئر — أشعة غاما، الكثافة، النيترون، الصوتية والمقاومية — لرسم تغيّرات نوع الصخور ومحتوى الموائع على طول العمق الكامل. بمطابقة نتائج الأنوية مع استجابات السجلات، تمكنوا من تمديد معلومات الصخور التفصيلية إلى ما هو أبعد من المواقع القليلة التي توفرت فيها الأنوية.

تحديد مناطق الإنتاج المثلى

باستخدام هذه المجموعة المتكاملة من البيانات، حدَّد الفريق منطقتين رئيسيتين "قابلتين للإنتاج" قادرتين على إنتاج الهيدروكربونات. الفتحة المنتجة 1، الطبقة العلوية، تُظهر مسامية متوسطة حوالى 21 بالمئة وتشبع نفطي مرتفع نسبياً بنحو 63 بالمئة، لكنها ذات قدرة جريان متواضعة. الفتحة المنتجة 2، الطبقة السفلية، تبرز كمكمن ممتاز: تُظهر قياسات المختبر نفاذية متوسطة مرتفعة جداً، في مئات الميلي دارسي، مع مسامية فعّالة تتراوح بين 18 و21 بالمئة. تشير هذه الأرقام مجتمعة إلى صخور لا تخزن النفط فحسب بل تسمح له أيضاً بالتحرك بسهولة نحو البئر. ومع ذلك، يؤكد نطاق القيَم المقاسة للنفاذية — من شبه مغلقة إلى مفتوحة للغاية — أن المكمن حتى داخل هاتين المنطقتين بعيد عن التجانس.

عندما يتوقف التدفق عن النعومة

التقييمات التقليدية تربط أساساً بين المسامية والنفاذية، لكن هذه الدراسة تتقدم خطوة إلى الأمام من خلال مراعاة كيف يصبح تدفق الموائع غير منتظم عند سرعات أعلى أو داخل أنظمة مسامية معقدة، وهو سلوك يُسمى التدفق غير الدارسي. يستخدم الباحثون كمية تُعرف بعامل الاضطراب، يرمز لها بالبيتا (β)، والتي تزداد عندما تتعرّج مسارات المائع وتلتف عبر مسامات ضيقة أو ملتوية. من خلال حساب β لكل نواة من نفاذيتها ورسمه مقابل مقياس مركب للمسامية والنفاذية يسمى مؤشر جودة المكمن (RQI)، تمكّنوا من فصل الصخور إلى وحدتين جريان هيدروليكيتين. تظهر إحدى المجموعتين RQI عالية وβ منخفضة، مما يشير إلى مسارات متصلة جيداً و"تجري بسلاسة". أما الأخرى فتعرض RQI منخفضة وβ مرتفعة، مما يدل على هياكل مسامية أضيق وأكثر فوضوية تقيد الحركة حتى لو بدت المسامية مقبولة على الورق.

ربط أحجام عنق المسام بسلوك الجريان

لفهم سبب ظهور هذه الاختلافات، قدّر الفريق أحجام أعناق المسام — العنق الضيق بين المسامات الأكبر — باستخدام تقنيات مخبرية خاصة ومعادلات معتمدة. الصخور التي تهيمن عليها أعناق مسام أكبر (ماكرو وميغا مسام) تميل إلى نفاذية عالية وعوامل اضطراب منخفضة، مما يجعلها أهدافاً ممتازة للإنتاج. على النقيض، تعمل الصخور ذات أعناق المسام الصغيرة أساساً كمكامن ضيقة: تخزن الموائع لكنها تطلقها ببطء، وتُظهر قيم β مرتفعة تشير إلى مقاومة قوية للتدفق. يكشف تحليل إضافي لتفاوت قدرة التخزين وقدرة الجريان مع العمق أن بعض الشُرَى ذات النفاذية العالية تحمل معظم الجريان، بينما تعمل الطبقات الأسمك والأكثر إحكاماً بشكل أساسي كمساحات تخزين.

ما الذي يعنيه ذلك لزيادة إنتاج النفط

من منظور غير متخصص، تُظهر الدراسة أن ليس كل صخر يبدو "جيداً" متساوٍ. طبقتان لهما مسامية متشابهة يمكن أن تتصرفا بشكل مختلف تماماً إذا كان لإحداهما مسامات مفتوحة ومتصلة جيداً بينما تم سد الأخرى بالأسمنت أو الطين. من خلال إضافة عامل الاضطراب إلى القياسات القياسية، يقدم المؤلفون صورة أكثر واقعية للأجزاء التي تسلم النفط بكفاءة فعلياً. في BM‑85، تتوافق فتحة الإنتاج 2 مع أفضل وحدة جريان هيدروليكية، بينما تقابل فتحة الإنتاج 1 وحدة أكثر تواضعاً لكنها ما تزال منتجة. تقدم هذه المقاربة — التي تزاوج اختبارات الأنوية، سجلات البئر، تقديرات أحجام المسام، ووحدات الجريان المبنية على β — لمشغلي الحقول في خليج السويس والمناطق المماثلة أداة أدق لتحديد النقاط الأكثر إنتاجية، وتخطيط عمليات الحقن بالماء، وفي النهاية استرداد المزيد من الهيدروكربونات من مشاهد جوفية معقّدة.

الاستشهاد: Al-Alfy, I.M., El-Sawy, M.Z., Salama, N.S. et al. Assessing reservoir heterogeneity using the turbulence factor as an effective tool for hydraulic flow unit classification for BM-85 Well, Gulf of Suez, Egypt. Sci Rep 16, 7185 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-37379-0

الكلمات المفتاحية: تغايرية المكمن, خليج السويس, وحدات الجريان الهيدروليكي, عامل الاضطراب بيتا, حجم عنق المسام