فهرست مطالب

نشریه زمین شناسی نفت ایران
سال پنجم شماره 1 (پیاپی 509، بهار و تابستان 1394)

  • تاریخ انتشار: 1394/03/25
  • تعداد عناوین: 6
|
  • زهرا کمالی، میثم فارسی مدان، محمدرضا مهدور* صفحه 1
    در مطالعه ساختمان های نفتی، بررسی شکستگی های سنگ مخزن در مراحل تولید و توسعه میدان بسیار مهم و ضروری است. امروزه به کارگیری نرم افزارهای مخزنی در تحقق این مسئله به زمین شناسان نفتی کمک شایانی می نماید. میدان نفتی مارون یکی از بزرگترین میادین نفتی جنوب باختر ایران محسوب می شود که در شمال خاور شهر اهواز و از لحاظ زمین شناسی در قسمت خاوری حوضه فروافتاده دزفول شمالی قرار گرفته است. سازند آسماری مهم ترین سنگ مخزن میدان مارون می باشد. هدف از این تحقیق، بررسی سیستماتیک شکستگی های مخزن آسماری و نحوه گسترش این شکستگی ها در مخزن مذکور است. برای این منظور استفاده از نمودارهای تصویرگر بهترین و کامل ترین روش بوده و لذا نتایج تفسیر نمودارهای تصویرگر 11 حلقه چاه در مطالعه شکستگی ها و 16 حلقه چاه در مطالعه جهت تنش برجا مورد بررسی قرار گرفت. با توجه به فراوانی شکستگی ها (براساس تفسیر نمودارهای تصویری درچاه ها) در یال جنوبی و شمال خاوری میدان، نظریه وقوع دو حادثه تکتونیکی چین خوردگی و خمش که بعدها در اثر فعالیت های احتمالی در طول گسل های امتداد لغز شمالی- جنوبی تحت تاثیر نیروهای تراکمی ایجاد شده است را قوت می بخشد. داده های نمودارهای تصویری این چاه ها در میدان مارون دسته شکستگی های غالب با امتدادهای N155E، N130E ،N95E ،N60E ،N30E دیده می شوند.
    کلیدواژگان: ساختمان نفتی، نمودارهای تصویرگر، شکستگی، میدان مارون، فروافتادگی دزفول
  • راضیه دوستی ایرانی*، علی کدخدایی، مریم پیروی، محمد رحیم کریمی، مهدی دوستی ایرانی صفحه 22
    میدان نفتی اهواز یکی از بزرگترین میدان های نفتی حوضه زاگرس می باشد. این میدان در فروافتادگی عظیم دزفول قرار دارد. این میدان دارای روند شمال غربی-جنوب شرقی (به موازات رشته کوه زاگرس) می باشد. این مطالعه با هدف مدل سازی سه بعدی زمین شناسی (مدل پتروفیزیکی) زون 3 سازند ایلام و زون 1 سازند سروک در بخش شرقی میدان اهواز و مقایسه آن ها انجام شده است. در این مطالعه مدل سازی تخلخل، اشباع آب و حجم شیل توسط روش شبیه سازی پی در پی گوسی (SGS) انجام شده است. در ابتدا لیست چاه هایی که زون 3 سازند ایلام و زون 1سازند سروک در آن ها دارای نمودارهای چاه پیمایی بودند تهیه و اطلاعاتی در مورد مختصات چاه ها، عمق سرسازند و تعیین ضخامت سازندها در چاه ها جمع آوری گردید. در این مطالعه از اطلاعات 25 چاه موجود در بخش شرقی میدان اهواز استفاده شده است. بعد از مدل سازی سه بعدی مخزن و توزیع پارامترهای مخزنی، محاسبات حجمی تخمین سیالات صورت گرفته است. برای مشخص شدن هم بستگی فضایی، واریوگرام ها برای تمامی زون ها بر اساس متغیرهای اشباع آب و تخلخل مفید رسم شدند و مدل سه بعدی پارامترهای پتروفیزیکی تخلخل، اشباع آب و نسبت خالص به ناخالص (NTG) ساخته شد.
    کلیدواژگان: مدل سازی سه بعدی، نرم افزار Petrel، زون 3 سازند ایلام، زون 1 سازند سروک، روش شبیه سازی پی در پی گوسی
  • صادق کریم پولی، پژمان طهماسبی صفحه 34
    فیزیک سنگ رقومی روشی نوین است که براساس آن ویژگی های فیزیکی سنگ مانند تراوایی، ضرایب الاستیک و فاکتور سازند به صورت عددی و با استفاده از یک تصویر 3 بعدی از یک نمونه سنگ محاسبه می شود. این تصاویر توسط میکرو-سی-تی اسکنرهای پیشرفته تهیه می شوند. عدم دسترسی به این دستگاه ها و نیز زمان بر بودن چنین داده های پرهزینه و گرانی، اهمیت توسعه روش های جایگزین را به شدت نشان می دهد. پیشرفت های اخیر در بازسازی 3بعدی تصاویر 2بعدی مانند الگوریتم بازسازی CCSIM امکان ارائه چنین روش هایی را فراهم آورده است. در این مطالعه، یک روش جایگزین به صورت زیر ارائه می شود: 1. تهیه تصویر 2بعدی با بزرگنمایی بالا، 2. تقسیم تصویر به زیرتصویرهای مختلف، 3. بازسازی 3بعدی زیرنمونه ها، 4. تفکیک فازهای کانی و تخلخل از یکدیگر و 5. محاسبه پارامترهای فیزیکی سنگ. این روش روی داده های استاندارد ماسه سنگ برا پیاده سازی شد. محاسبه نتایج ضرایب الاستیک و تراوایی از یک طرف، از روندهای مرجع سنگ پیروی کرده و از طرف دیگر، تا حدود زیادی مطابق با نتایج مطالعات قبلی هستند. این امر حاکی از دقت و کارایی مناسب روش پیشنهادی است. وجود دو روند متفاوت در محاسبات اولیه تراوایی این نمونه ناشی از وجود دو نوع متفاوت از تخلخل و اندازه گلوگاهی تشخیص داده شد که با تغییر اندازه تصویر و انتخاب زیرتصویرهای معرف تر این مشکل رفع شد.
    کلیدواژگان: فیزیک سنگ رقومی، بازسازی 3بعدی، CCSIM، ماسه سنگ برا
  • سمیر اخزری، علی صیرفیان، حسین وزیری مقدم صفحه 43
    در این تحقیق ریز رخساره ها و مدل رسوبی سازند آسماری به سن الیگوسن (روپلین-شاتین) در شمال غرب روستای دریس، واقع در زون فارس داخلی حوضه زاگرس، بررسی و تفسیر گردیده است. مختصات جغرافیایی این برش «26 ''32 °51 شرقی و »59 ''41 °29 شمالی می باشد. نهشته های سازند آسماری در برش دریس به 5 واحد سنگ چینه نگاری تقسیم می شوند که شامل 460 متر آهک خاکستری و کرم متمایل به خاکستری نازک، متوسط، ضخیم و توده ای و بعضا دولومیتی با میان لایه های مارنی می باشد. با مطالعه گونه-های فرامینیفرهای کف زی و غیر فرامینیفرها، و بررسی ویژگی هایی از قبیل اجتماع عناصر اسکلتی و بافت رسوبی مقاطع میکروسکوپی، 14 ریز رخساره برای سازند آسماری معرفی شده است. تغییرات تدریجی عمودی این ریز رخساره ها حاکی از ته نشست رسوبات سازند آسماری در یک رمپ هموکلینال می باشد. این رمپ هموکلینال شامل رمپ میانی و رمپ درونی بوده که این دو بخش توسط محیط سد از هم جدا می شوند. رمپ میانی با حضور و فراوانی فرامینیفرهای هیالین کف زی، جلبک قرمز کورالیناسه آو اکینوئید معرفی می گردد. همچنین مهم ترین خرده های اسکلتی رمپ درونی فرامینیفرهای پرسلانوز می باشند. به منظور مقایسه ضخامت، سن و محیط های رسوبی، تطابق ناحیه ای سازند آسماری در برش دریس با سه برش دیگر (برش تاقدیس نااورا، برش تاقدیس دیل و برش دهلران)، در حوضه زاگرس انجام شده است. این تطابق بیان کننده جوان تر شدن سن سازند آسماری به سمت بخش های عمیق تر حوضه فورلند زاگرس می باشد.
    کلیدواژگان: حوضه زاگرس، فارس داخلی، سازند آسماری، الیگوسن، ریز رخساره، رمپ هموکلینال
  • معصومه وطن دوست، علی فرضی پور صایین، اسماعیل سالاروند صفحه 59
    سازند آسماری (الیگومیوسن) یکی از سنگ مخزن های اصلی جنوب غرب ایران با چندین دهه تاریخ تولید از میادین مختلف در کمربند چین و رانده زاگرس است. یکی از مهمترین دلایل کیفیت مخازن سازند آسماری وجود سیستم شکستگی های توسعه یافته در آن است. خصوصیاتی از شکستگی از قبیل نوع، باز شدگی و جهت، با تحلیل مغزه و تحلیل لاگ های تصویری قابل تعیین است. هدف این مطالعه بررسی توانایی لاگ های تصویرگر الکتریکی در آشکارسازی شکستگی و دیگر خصوصیات زمین شناسی در لایه های مخزنی مختلف سازند آسماری است. در این راستا، شکستگی ها و دیگر خصوصیات زمین شناختی در مغزه و لاگ تصویری چاه شماره 89 میدان آغاجاری تشخیص داده شده و سپس اقدام به مقایسه آن ها به منظور تعیین توانایی لاگ تصویری در مطالعه شکستگی شد. مقایسه مغزه های بدست آمده از چاه 89 میدان آغاجاری با لاگ تصویری این چاه نشان داد که آشکارسازی سطوح لایه بندی در مغزه نسبت به لاگ تصویری آسانتر و واقعی تر است. همچنین این مطالعه نشان داد که لاگ تصویری نسبت به مغزه در شناسایی شکستگی های باز تواناتر بوده در حالیکه برای شناسایی شکستگی های بسته (پرشده) مناسب نیست. لاگ تصویری ندرتا قادر به آشکارسازی شکستگی های برشی بوده ولی در صورتیکه با مغزه تطابق داده شود قادر به شناسایی شکستگی برشی با دقت مناسب خواهد بود.
    کلیدواژگان: زاگرس، مخزن آسماری، میدان آغاجاری، لاگ تصویرگر، تحلیل مغزه
  • محمد کسایی نجفی، فرامرز شعبانی، مریم میرشاهانی، بیوک قربانی، ارسلان زینل زاده صفحه 72
    در مطالعات ژئوشیمیایی اکتشاف نفت، انعکاس ماسرال های تشکیل دهنده کروژن، به ویژه انعکاس ویترینیت، یکی از مهم ترین شاخص-های تعیین بلوغ حرارتی مواد آلی و تشکیل نفت و گاز است. علی رغم اینکه انعکاس ویترینیت به طور معمول با افزایش عمق دفن شدگی رسوبات افزایش می یابد، خیلی اوقات مهندسین اکتشاف هنگام مدل سازی بلوغ حرارتی، که با استفاده از مقادیر انعکاس ویترینیت اندازه گیری شده با میکروسکوپ پتروگرافی آلی فتومتردار کالیبره می شود، با مشکل مواجه می شوند. این مشکل به سبب وجود ماسرال های مختلف و تضعیف انعکاس ویترینیت (ساپرشن) به وجود می آید. برای حل مشکل تضعیف انعکاس ویترینیت دانشمندان استرالیایی با استفاده از میکروسکوپ رامان لیزری یک روش چندپارامتری به نام «تحول فلورسانس زایی چندماسرالی» را توسعه دادند که به منظور اختصار آن را فم نامیدند. در این مقاله، به منظور آشنا نمودن خوانندگان هدف با روش فم و نحوه استفاده از داده های حاصل از آن، ابتدا این روش به طور خلاصه معرفی شده است. سپس برای کالیبره کردن مدل یک بعدی ارائه شده برای چاه بینک-4 از داده های انعکاس ویترینیت اندازه گیری شده و داده های انعکاس به دست آمده از به کارگیری روش فم استفاده شده است. به منظور تبیین اهمیت تصحیح داده های انعکاس ویترینیت به عنوان معمول ترین و مهم ترین پارامتر جهت کالیبراسیون مدل های حرارتی و مشخص کردن زمان و عمق زایش هیدروکربن از سنگ های منشا پابده، گورپی، کژدمی و گدوان، داده های انعکاس ویترینیت و فم در مدل سازی یک بعدی چاه بینک-4 به کار برده شده و نتایج حاصل باهم مقایسه شده اند. تفاوت های زیاد نتایج حاصل از کالیبراسیون مدل بلوغ با استفاده از داده های انعکاس ویترینیت معادل حاصل از روش فم با داده های انعکاس اندازه گیری شده در روغن امرسیون، از نظر میزان پختگی، درصد تبدیل ماده آلی، گستره تولید و مقدار رانش نفت، با استفاده از نمودارهای حاصل از مدل سازی نشان داده شده اند. این تفاوت ها در استراتژی های اکتشاف بسیار تعیین کننده هستند. کلمات کلیدی: بلوغ حرارتی، انعکاس ویترینیت، تضعیف انعکاس، فلورسانسی زایی ماسرال های چندگانه(فم)، چاه بینک-4.
    کلیدواژگان: بلوغ حرارتی، انعکاس ویترینیت، تضعیف انعکاس، فلورسانسی زایی ماسرال های چندگانه(فم)، چاه بینک، 4
|
  • Zahra Kamali, Meysam Farsi Madan, Mohamadreza Mahdevar Page 1
    In the oil buildings to investigate fractures in the reservoir rock fractures in stages of production and field development is very important and necessary. Now application of software repository in the realization of this issue will help to petroleum with the geologists.. Marun oil field is one of the largest oil fields in the South West Iran of the city of Ahvaz in the Northeast and the North embayment Dezful of geology in the eastern. Marun field is the most important Asmari reservoir. The aim of this study was to investigate systematically Asmari reservoir fractures and the development of fractures in the reservoir. For this purpose, using image logs, best and most complete method interpretation and results of 11 wells in fracture studying and 16 wells in in-situ stress direction studying. According to frequency of fractures (based on image logs interpretation results) in the southern and north-eastern limb of the field, The theory of tectonic folding and bending events later caused the possible activities during the north-south strike-slip faults affect the compression force has been created to strengthen. Most of image logs data in Marun field are fractures with extensions; N155E, N130E, N95E, N60E, N30E.
    Keywords: Oil Building, Image Logs, Fractures, Marun oil field, Embayment Dezful
  • Razeyeh Doosti Irani *, Ali Kadghodaei, Maryam Payrovi, Mohammad .Rahim Karimi, Mehdi Doosti Irani Page 22
    The Ahvaz field is one of the most important oil fields in the Zagros Basin which is located in the Dezful Embayment. The trend of Ahvaz oil field is northwest- southeast parallel to the Zagros mountains. The purpose of this study is the geological 3D simulation (petrophysical) for the zone one and two in the eastern part of the Ahvaz oil field. In this investigation, porosity modeling, water saturation and shale volume by using sequential Gaussian Simulation (SGS) was performed. At first, well logs, cores, well’s coordination, top and thickness of formations of the zone three of Ilam Formation and zone one of Sarvak Formation were collected. These information related to 25 wells in the eastern part of the Ahvaz oil field was used for the 3D modeling of the reservoir by using Petrel software. For the recognition of spatial correlation, variograms based on water saturation and permeability and three dimensional model of the petrophysical parameters and net to gross ratio (NTG) were drawn.
    Keywords: Three_dimensional modeling_Petrel software_Zone 3 Ilam Formation_Zone1 Sarvak Formation_Sequential Gaussian Simuation
  • Sadegh Karim Pouli, Sadegh Karim Pouli Page 34
    Digital Rock Physics (DRP) is a newly developed method to numerically compute rock physical properties such as permeability, elastic moduli and formation factor using highresolution 3D images of rock sample. These images are acquired using high technology µCTscanners which are not widely available. Imaging by this technique is also expensive and time consuming. However, improvement of 3D reconstruction algorithms such as CCSIM reconstruction method made it possible to be used effectively as an alternative strategy in DRP. In this paper, we propose an alternative procedure described as follow: 1. highresolution 2D imaging, 2. dividing the image to some sub-images, 3. 3D reconstructing of subsamples, 4. segmentation of porosity and mineral phases and, 5. computing of rock physical parameters. This method was implemented Berea sandstone formation. Obtained results show that, in one hand, average values of sub-samples properties follow a consistent trend with the reference trends of the rock sample. On the other hand, these trends pass the results presented by a previous work. Permeability results, however, show bi-trending. Investigation in sub-images revealed that there are two types of pore shape and pore throat size. To overcome this problem, 2D image were resampled and more representative subimages were generated. According to these results, it can be concluded that this is a valid method where an alternative method for standard
    Keywords: Digital rock physics, 3D reconstruction, CCSIM, Berea Sandstone
  • Samir Akhzari, Ali Seyrafian, Hoseyn Vaziri Moghadam Page 43
    In this disquisition, Oligocene (Rupelian-Chattian) microfacies and sedimentary environment of the Asmari Formation at the northwest of Deris village, located in interior Fars zone of the Zagros Basin have been interpreted. The coordinates of such section are N: 29o 41' 59'', E: 51 o 32' 26''. The Asmari Formation deposits in this section are divided into 5 lithological units and consist of 460 m thin, medium, thick and massive bedded, gray and cream to gray limestone, slightly dolomitic with nodular and marly interbedded. By study of hyaline benthic foraminifera genera and non-foraminifera, and also recognition of some properties such as skeletal ingredient associations and sedimentary textures of thin sections, 14 microfacies have been introduced for the Asmari Formation. Gradual perpendicular changes of these microfacies represent that settling the Asmari Formation deposits took place in a homoclinal rapm. This homoclinal ramp consists of middle ramp and inner ramp, that are separated by shoal environment. Middle ramp is recognized by presence and dominition hyaline benthic foraminifera, coralline red algae and echinoids. The most significant skeletal debris of inner ramp are porcelainous foraminifera. To compare the thickness, age and sedimentary environment, zonal correlation of the Asmari Formation done in Deris section with three other sections (Naura anticline, Dill anticline and Dehloran) in the Zagros Basin. This correlation represent that the age of the Asmari Formation gets younger to the deeper parts of the foreland basin of the Zagros.
    Keywords: Zagros Basin, Interior Fars, Asmari Formation, Oligocene, Microfacies, Homoclinal ramp
  • Masumeh Vatan Dust, Ali Farzipour Saein Page 59
    The Oligo-Miocene Asmari Formation is one of the main reservoir rocks of SW Iran with several decades of production history from different oil fields in the Zagros fold- thrust belt. One of the main reasons for the high quality of the Asmari reservoir is well developed fracture system in this formation. Characteristics of fractures such as type, opening and orientation can be determined by the core analysis and also interpreting the image logs. This paper attempts to compare the advantages of the image log and core analysis in detecting fractures and other geological feathers in different zones of the Asmari Formation. To achieve this goal, we have compared the image log and core of well no. 89 of the Aghajari oil field. Comparison of the core well no. 89 of the Aghajari oil field with its image log revealed distinguish of the bedding planes in the core easier and more reliable than the image log. This study demonstrates the image log is more capable than core to detect the open fractures, while it is not suitable for detecting filled fractures. Indeed, image log rarely can detect shear fractures, but if it is calibrated with core, it can detect shear fractures with reasonable accuracy.
    Keywords: Zagros, Asmari reservoir, Aghajari oil field, Image log, Core analysis
  • Mohammad Kassaie Najafi, Faramarz Shabani, Maryam Mirshahani, Beyok Ghorbani, Arsalan Zenal Zadeh Page 72
    Reflectance of maceral constituents of kerogens, particularly vitrinite (Ro%), commonly used in petroleum exploration, is a very important indicator for determining degree of thermal maturity and investigating status of hydrocarbon generation. Although in vitrinite reflectance profiles maturity generally increases with increasing depth of burial, basin modelers often experience problems when modeling thermal maturity using vitrinite reflectance data measured by using reflected light- photometer microscopes. The problem of reduced vitrinite reflectance mainly arises due to reflectance suppression in vitrintes. By using the laser Raman microprobe, a new multi-parameter technique called "Fluorescence Alteration of Multiple Macerals (FAMM)" was developed by Australian scientists to solve these problems. In this study, data obtained by application of this method were used to correct suppressed vitrinite reflectance values. In order to examine and demonstrate the extent of suppression effect on modeling results, maturity profile constructed by one-dimensional modeling of Well Binak-4 was calibrated using conventional measured vitrinite reflectance (Ro%) and FAMM equivalent vitrinite reflectance (EqVR) data and results were compared with present time measured well temperatures. The crucial differences in maturation, transformation ratio, hydrocarbon generation and expulsion resulted from application of these two type data as calibration parameters are discussed and demonstrated using relevant diagrams.
    Keywords: Thermal maturity, Vitrinite reflectance, Suppression, Fluorescence Alteration of Multiple Macerals (FAMM)