فهرست مطالب

زمین شناسی نفت ایران - سال پنجم شماره 2 (پیاپی 510، پاییز و زمستان 1394)

نشریه زمین شناسی نفت ایران
سال پنجم شماره 2 (پیاپی 510، پاییز و زمستان 1394)

  • تاریخ انتشار: 1394/12/20
  • تعداد عناوین: 6
|
  • سیما ترابی، محمدرضا کمالی صفحه 1
    تاقدیس کوپال در حدود 60 کیلومتری شمال شرقی شهرستان اهواز، که از دو کوهانک شرقی و غربی تشکیل شده است. بر اساس مطالعات ژئوشیمیایی صورت گرفته بر روی سنگ منشاء میتوان بیان نمود که سازند پابده در این میدان در ابتدای پنجره نفت زایی (Oil-window) قرار دارد. سازند کژدمی در این میدان حفاری نشده و برای ارزیابی پختگی و تطابق ژئوشیمیایی این سازند با نفت میدان کوپال از نمونه های سازند کژدمی در چاه های میادین مجاور یعنی مارون و هفتگل استفاده شده است؛ نتایج نشان میدهد این سازند به عنوان سنگ منشاء اصلی محسوب میشود. با توجه به این که در مخزن سروک میدان کوپال میان لایه های قیری مشاهده شده است، هدف بررسی ژئوشیمیایی بر روی میان لایه های قیری در مخزن سروک و علل تشکیل آن در میدان کوپال می باشد. نتایج نشان می دهد که تشکیل میان لایه های قیری در سطح تماس آب و نفت در اثر عوامل مختلفی از جمله آسفالتین گیری طبیعی(Natural Deasphaltening)، جدایش ثقلی (Gravity Segregation) و مخلوط شدن نفت ها(oil-mixing) ایجاد شده است. آنالیز های ژئوشیمیایی دلالت بر آن دارد که آسفالتن اولیه که از سنگ منشاء ایجاد می شود در نفت وجود ندارد بلکه آسفالتن ثانویه است که به علت فعل و انفعالات شیمیایی درون چاهی و به واسطه مخلوط شدن نفت های تولیدی حاصل از لایه های مختلف از هر چاه ایجاد می گردد.
    کلیدواژگان: میان لایه های قیری، مخزن بنگستان، میدان نفتی کوپال، ژئوشیمی مخزن
  • مجمدرضا طاهری، حسین وزیری مقدم، عزیز الله طاهری، علی اصغر غبیشاوی صفحه 18
    در این مطالعه ویژگی های ریزرخساره ای و شرایط حاکم بر محیط رسوبگذاری سازند آسماری مورد مطالعه قرارگرفته است. منطقه مورد مطالعه در زون ایذه و در اطراف شهرستان ایذه قرار دارد. براین اساس، چهار برش سطحی در اطراف شهرستان ایذه (هلایجان، کوه شور، کوه باد و غریبی ها) مورد برداشت و بررسی قرار گرفتند. با توجه به موقعیت مکانی و زمانی برش ها و همچنین ویژگی های تکتونیکی منحصر بفرد ناحیه مورد بررسی، ریزرخساره های متفاوتی در امتداد حوضه رسوبی تشکیل شده است. با بررسی خصوصیاتی نظیر بافت و عناصر اسکلتی وغیر اسکلتی، تعداد 11 ریزرخساره رسوبی تشخیص داده شده است که در قسمت های دامنه سراشیب قاره، سد و لاگون رسوبگذاری کرده اند. براساس این تحقیق، سه مدل مستقل رسوبی برای سازند آسماری در طی زمان های شاتین، آکی تانین و بوردیگالین در نظر گرفته شده است. با توجه به نتایج حاصل از این پژوهش، سازند آسماری طی زمان های شاتین، آکی تانین و بوردیگالین در یک محیط رمپ هم شیب نهشته شده است. طی زمان بوردیگالین، به سمت جنوب شرق ناحیه، رسوبات آب های کم عمق، بطور ناگهانی توسط آهک های عمیق پوشیده می شوند. بنابراین احتمالا در جنوب شرق محدوده مطالعاتی در انتهای بوردیگالین، رمپ کربناته به یک پلاتفرم غرق شده تبدیل شده است. این شرایط متاثر از کج شدگی تکتونیکی ناحیه ای است که در اواخر بوردیگالین اتفاق افتاده است. در بازه زمانی شاتین، کربنات های قاعده آسماری در منطقه غریبی ها تبدیل به رسوبات مارنی سازند پابده در ناحیه هلایجان می شود که میتواند به عنوان الگوی سطحی برای بررسی نفتگیرهای چینه ای در منطقه مورد مطالعه، مورد استفاده قرار گیرد.
    کلیدواژگان: سازند آسماری، ریزرخساره، حوضه رسوبی، زون ایذه
  • الهام اسدی مهماندوستی، سیدعلی معلمی، مهناز امیرحسینی، عزیز الله حبیبی صفحه 42
    در این مطالعه 8 نمونه نفت خام از مخازن سروک (5 نمونه) و فهلیان (3 نمونه) یکی از مهم ترین میادین نفتی دشت آبادان با استفاده از تکنیک های کروماتوگرافی ستونی، کروماتوگرافی گازی (GC) و کروماتوگرافی گازی- طیف سنجی جرمی (GC-MS)، مورد ارزیابی ژئوشیمیایی قرار گرفت. نوع نفت مخازن سروک از نوع پارافینیک- نفتنیک و آروماتیک حدواسط و نوع نفت مخزن فهلیان از نوع پارافینیک تشخیص داده شد. نسبت های بیومارکری مختلف برش های اشباع از قبیل نمودار تغییرات نسبت-هایPr/nC17 و Ph/nC18 و نمودار تغییرات نسبت Pr/Ph در برابر نسبت استران های C29/C27 (20R) نشانه ی تشکیل سنگ منشا در یک محیط دریایی احیایی برای نفت های هر دو مخزن مورد مطالعه است. همچنین غلظت بالای استران C29 در برابر C27و C28 نشان می دهد که مواد آلی سنگ منشا مورد نظر در یک محیط دریایی تشکیل شده که آثار ورود مواد آلی با کروژن قاره ای نیز در آن مشاهده می شود. نسبت بالای مقادیر هوپانC29 به هوپانC30 ، تغییرات نسبت استران C27 (Dia/Dia+Reg) در برابر مقادیر Pr/(Pr+Ph)، پایین بودن مقادیر دیااستران ها در مقابل استران و نمودار تغییرات Sterane/Hopane در مقابل نسبت استران های C27/C29 نشانه لیتولوژی کربناتی تا شیلی برای منشا نفت های مورد مطالعه است. با توجه به بالا بودن میزان رزین، پراکندگی آلکان های نرمال، میزان بالای نسبت های Pr/nC17 و Ph/nC18 و UCM بالاتر نسبت به سایرین، نمونه هایK15 و K11 مخزن فهلیان و نمونه B5 از مخزن سروک تخریب زیستی کم تا متوسط و نمونه B19 از مخزن سروک تخریب زیستی کمی را نشان می دهند. برطبق نمودارهای تغییرات نسبت Pr/nC17 در برابر Ph/nC18، تغییرات C29 Sterane 20S/(20S+20R) در برابر C32 hopane 22S/(22S+22R)، تغییرات نسبت C29 Sterane 20S/(20S+20R) در برابر نسبت C29 Sterane αββ/(αββ+ααα)، زمان تشکیل نمونه های دو مخزن مربوط به ابتدای پنجره ی نفتی می شود و نمونه های مخزن فهلیان مراحل پیشرفته تری از سطح پختگی را نسبت به نمونه های مخزن سروک نشان می دهند.
    کلیدواژگان: بیومارکر، دشت آبادان، کروماتوگرافی گازی، کروماتوگرافی گازی، طیف سنجی جرمی، مخزن سروک، مخزن فهلیان
  • سیدعلی معلمی، فرهاد خوشبخت، سکینه نقدی صفحه 60
    تراوایی یکی از پارامترهای مخزنی مهم است که در محاسبات و مدل سازی های مخزن نقش موثری ایفا می کند. روش مستقیم اندازه گیری آن از طریق مغزه های گرفته شده از لایه های مخزنی حاصل می شود. ولی با توجه به محدود بودن مقدار مغزه های گرفته شده در یک میدان و همچنین هزینه های زیاد روش های آزمایشگاهی؛ استفاده از روش های غیرمستقیم در چاه های فاقد مغزه به منظور تعیین مقدار تراوایی ارزش به سزایی دارد. در این پژوهش با استفاده از روش های خوشه سازی با کمک لاگ های پتروفیزیکی مقدار تراوایی اندازه گیری و مورد تجزیه و تحلیل قرار گرفته است. بدین منظور لاگ های پتروفیزیکی سازند ایلام از8 حلقه چاه انتخاب و علاوه بر آن از داده های تراوایی اندازه گیری شده آزمایشگاهی 3 حلقه برای مقایسه نتایج مورد استفاده قرار گرفته است. لاگ تراوایی ابتدا با استفاده از پارامتر تخلخل موثر در چاه A که دارای داده های تراوایی مغزه بود، تخمین زده شد و پس از بررسی میزان دقت تخمین، محاسبات در سایر چاه های مورد مطالعه نیز صورت گرفت. در گام بعدی، با استفاده از روش های خوشه بندی، تراوایی تخمین زده شد. سپس نتایج بدست آمده با داده های آزمایشگاهی و تعیین ضریب همبستگی، بهترین روش معرفی شده است. بدین ترتیب با مقایسه 4 روش خوشه سازی SOM، MRGC، AHC & DC روش MRGC با ضریب همبستگی0.91پاسخ مناسبی نسبت به بقیه روش ها ارایه داده است.
    کلیدواژگان: خوشه سازی، تراوایی، سازند ایلام، نمودار های چاه پیمایی
  • حسین وزیری مقدم، صلاح الدین عرب پور، علی صیرفیان، عزیز الله طاهری، علی رحمانی صفحه 78
    در این مطالعه چینه نگاری زیستی، ریزرخساره ها، محیط رسوبی و چینه نگاری سکانسی سازند آسماری در چاه شماره 4 لب سفید (شمال فروافتادگی دزفول، جنوب غرب لرستان) و تنگ لنده (کوه سفید، شمال غرب دهدشت) مورد بررسی قرار گرفته است. سازند آسماری در برش لب سفید 360 متر و دربرش تنگ لنده 260 متر ضخامت دارد و متشکل از آهک های ضخیم، متوسط تا نازک لایه است. تطابق زون های تجمعی تشخیص داده شده در نواحی مورد مطالعه با سایر نواحی زاگرس (تاقدیس بنگستان: تنگ بند، تنگ نایاب و تنگ بوالفارس، میدان نفتی پارسی، کوه آسماری و تاقدیس خویز: تنگ بی بی نرجس)، حاکی از آن است که ته نشست سازند آسماری در تنگ بی بی نرجس، تنگ بند و چاه شماره 4 میدان نفتی لب سفید زود تر از سایر نواحی صورت گرفته است. بررسی ریزرخساره ها نشانگر آن است که سازند آسماری در چهار زیرمحیط رسوبی مختلف شامل پهنه جزرومدی، لاگون، پشته و دریای باز در یک پلاتفرم کربناتی از نوع رمپ نهشته شده است. بر طبق الگوهای عمیق و کم عمق شدگی ریزرخساره ها 5 سکانس درجه 3 در لب سفید و دو سکانس درجه 3 در تنگ لنده، تشخیص داده شده است. جهت بررسی تغییرات حوضه رسوبی سازند آسماری در طی الیگوسن-میوسن این سکانس ها با سکانس های شناسایی شده در سایر نواحی زاگرس تطابق داده شده اند.
    کلیدواژگان: میکروفسیل های کف زی، پلاتفرم کربناتی رمپ، چینه نگاری سکانسی، سازند آسماری، ریزرخساره
  • مهرناز رحیم زاده، علی صیرفیان، حسین وزیری مقدم، علی رحمانی صفحه 107
    هندسه ی متفاوت بستر رسوبی ، بیوزون ها و رخساره های کربناته متعدد را سبب می شود. سازند آسماری، در بازه ی زمانی الیگو-میوسن در حوضه ی فورلند نهشته شده است. در این تحقیق، زیست چینه نگاری و ریز رخساره های سازند آسماری در یال شمال غربی تاقدیس نودان (شمال کازرون)، مورد بررسی قرار گرفته است. سازند آسماری در این برش دارای ستبرای 302 متر می باشد و مرزهای بالا و پایین آن پوشیده است. بر اساس مطالعات صحرایی و خصوصیات لایه ها، 4 واحد سنگی (واحد1: آهک های نازک و متوسط لایه ، واحد 2: آهک های ضخیم لایه و ماسیو با میان لایه-های نازک و گاها متوسط، واحد 3: تناوبی از آهک های ضخیم، متوسط و نازک لایه ی نودولار، واحد 4: آهک های نازک لایه ی نودولار) تشخیص داده شد. بر اساس مطالعات میکروسکوپی، 20 جنس و 19 گونه تشخیص داده شد و دو بیوزون، در ارتباط با زمان الیگوسن معرفی گردید. بر اساس نوع بافت و فون های تشکیل دهنده در برش مورد مطالعه، 9 ریز رخساره در دو محیط لاگونی و دریای باز شناسایی شد. همچنین در این تحقیق، 11 برش از سازند آسماری در نواحی فارس، ایذه و زاگرس مرتفع از دیدگاه تطابق بیوزونی مورد مقایسه قرار گرفته اند.
    کلیدواژگان: سازند آسماری، زیست چینه نگاری، ریزرخساره، حوضه ی فورلند
|
  • Mohammad Reza Kamali, Sima Torabi Page 1
    Kupal anticline is elongated and almost symmetric. This structure is located in Northwest of Ahwaz city and consists of two reservoir including Bangestan and Asmari. Kazhdumi, Pabdeh and Gurpi formations are probable source rocks and Gachsaran Formation constitutes the cap rock. Because project topic is defined on Bangestan Group, so reservoir studies of Bangestan is focused on Sarvak Formation. Rock-Eval and geochemical analyses conducted on source rocks indicated that Pabdeh Formation is at early stage of oil generation window in the Kupal oil field. Kazhdumi Formation has not been drilled at this field, so geochemical and maturity assessment of this formation has been evaluated using samples from adjacent oil fields including Marun and Haftgel. Geochemical analyses indicated that Kazhdumi Formation is mature enough and is considered to be the main source rock. The aim of this project is investigating Tar-mat in Bangestan reservoir in Kupal field. It is thought that Tar-mat layer was formed in vicinity of oil-water contact and can be related to processes including natural deasphaltening, gravity segregation and oil-mixing. Based on Rock-Eval pyrolysis, pyrolysis-GC performed on Sarvak oil, it is suggested primary asphaltene formed from source rock does not exist in the studied oil but it is derived from secondary asphaltene by chemical reactions occurring due to oil-mixing in production well. In addition, analysis performed on asphaltene in oil zone, oil-water contact and water zone suggest that Tar-mat was formed in oil water contact region due to oxidation process. This layer acts as impermeable seal and prevents water flow to oil
    Keywords: TAR, MAT, Bangestan reservoir, Kupal oil field, Reservoir Geochemistry
  • Mohammad.Reza Taheri, Hoseyn Taheri, Azizolah Taheri Page 18
    In this study, microfacies features of the Asmari Formation have been studied. The study area is located in the Izeh zone, in the vicinity of Izeh city. Accordingly four outcrop sections (Halayjan, Kuh Shur, Kuh-e Bad and Gharibi Ha) have been sampled and investigated. Due to unique tectonical characteristic and lateral as well as spatial variations of the outcrops, different facies have been deposited across the Asmari Formation platform in the study area. Based on the sedimentary structures, texture, skeletal and non-skeletal grains, 11 microfacies have been recognized which have been deposited in three different sub environments including open marine, shoal and lagoon. Based on this reaserch, for the Asmari Formation, three independent depositional models have been considered during the Chattian, Aquitanian and Burdigalian. On the basis of the results of this study, during the Chattian, Aquitanian and Burdigalian the Asmari Formation has been deposited in a homoclinal ramp system. During the Burdigalian toward the NE of study area (Gharibi Ha section), the shallow water deposits are abruptly overlain by pelagic limestone. Therefore, during the Burdigalian toward the NE of study area, probably, the carbonate ramp has been changed to drowned carbonate platform. It is interpreted as the result of a regional tilting that started in the late of the Burdigalian. During the Chattian in the Gharibi Ha area, the base of the carbonate Asmari Formation transits into the marl-dominated Pabdeh Formation towards the Halayjan area which could be concerned as an analogue to investigate about the stratigraphic oil traps potential in the Izeh zone.
    Keywords: Asmari Formation, Microfacies, Depositional model, Izeh zone
  • Elham Asadi Mehmandosti, Seyed Ali Moallemi, Mahnaz Amirhoseyni Page 42
    In this study, 8 crude oil samples of the Sarvak (5 samples) and Fahliyan (3 samples) reservoirs from one of the main oilfields of the Abadan Plain was assessed geochemically by Liquid Chromatography, Gas Chromatography (GC) and Gas Chromatography Mass Spectrometry (GC-MS) techniques. Types of crude oils of the Sarvak reservoir are Paraffinic Naphtenic and Aromatic Intermediate and are Paraffinic type for the Fahliyan reservoir crude oils. Biomarker ratios of saturate fractions such as variation of Pr/nC17 and Ph/nC18 ratios and Pr/Ph versus C27/C29 (20R) Sterane diagram indicate formation of source rock in reducing marine environment for both oil reservoirs. Furthermore, high amount of C29 Sterane in compare to C27 and C28 Steranes show that organic matter of source rock was formed in marine environment with terrestrial kerogen input. High amount C29 Hopane versus C30 Hopane, variation C27 (Dia/Dia䗨) Steranes versus Pr/(Pr), low amount of Diasteranes versus Steranes and variation Sterane/Hopane versus C27/C29 Steranes show carbonate- shale lithology for source rock of studied oils. Depending on high amount of resin, scattering of normal alkanes, high values of Pr/nC17 and Ph/nC18 and higher UCM in compare to other samples, K11 and K15 samples of the Fahliyan reservoir and B5 sample of the Sarvak reservoir demonstrate slight to moderate biodegradation while B19 sample show very slight biodegradation. According to variation of Pr/nC17 vs. Ph/nC18, C29 Sterane 20S/(20S�) vs. C32 Hopane 22S/(22S�), C29 Sterane 20S/(20S�) vs. C29 Sterane αββ/(αββααα) samples from both reservoirs denote early oil window formation. Samples from the Fahliyan reservoir have high thermal maturity in compare to the Sarvak reservoir samples.
    Keywords: Biomarker, Abadan Plain, Gas Chromatography, Gas Chromatography, Mass Spectrometry, Sarvak reservoir, Fahliyan reservoir
  • Seyed Ali Moallemi, Farhad Khoshbakht, Sakineh Naghdi Page 60
    The permeability of reservoir parameters is important in the calculation and modeling reservoir plays a role. Measured directly via cores taken from the reservoir layer can be achieved. But due to the limited amount of core taken in a field and laboratory methods as well as high cost; use indirect methods to determine the wells without core permeability is great value. In this study, using clustering methods using petrophysical logs permeability values were measured and analyzed. For this purpose, petrophysical logs Ilam Formation selection of 8 wells and addition of data measured in vitro permeability 3-ring is used to compare the results. Log permeability effective porosity in the well using the parameters A with the core permeability data, estimates and then check the accuracy of estimates, calculations also took place in other fields of study. In the next step, using clustering method, was estimated permeability. Then the results with experimental data and correlation coefficient, the best method is introduced.
    Keywords: Clustering, Permeability, Well logging, Ilam Formation
  • Hoseyn Taheri, Selahedin Arab Pour, Ali Seyrafian, Azizolah Taheri Page 78
    In this research biostratigraphy, microfacies, sedimentary environment and sequence stratigraphy of the Asmari Formation in well no.4 of Lab-e Safid (north of Dezful embayment, SW of Lurestan) and Tang- e Lendeh (Kuh-e Safid, NW of Dehdasht) has been studied. The total thickness of the Asmari Formation is 360 m and 260 m in the Lab-e Safid and Tang- e Lendeh sections, respectively and composed of thick, medium and thin bedded limestone. The correlation of recognized biozones in the studied regions with other regions in Zagros (Bangestan Anticline: tang-e Band, tang-e Nayab and Tang-e Bulfares, Parsi oil field, Kuh-Asmari and Khaviz Anticline: Tang-e Bibinarjes) indicates that Asmari Formatin in Tang-e Bibinarjes, Tang-e Band and, well no.4 of Lab-e Safid has deposited earlier than other regions. Four different sub environments were identified in the Asmari Formation based on microfacies analysis including tidal flat, lagoon, shoal, open marine. These depositional environments correspond to inner, middle and outer ramp. On the basis of deepening and shallowing patterns in the microfacies five and two third-order sequences have been recognized in the Lab-e Safid and Tang- e Lendeh sections, respectively. In order to study the changes of depositional environment of the Asmari Formation during the Oligocene-Miocene, the recognized sequences in this study have been correlated with those recognized in other parts of the Zagros basin.
    Keywords: Benthic macrofossil, Carbonate platform, Sequence stratigraphy, Asmari Formation, Microfacies
  • Mehrnaz Rahimzadeh, Ali Seyrafian, Hoseyn Taheri Page 107
    The difference in the depositional setting of the Zagros, causes multiple carbonate facies.The Asmari Formation deposited in the foreland basin during Oligo-Miocene time. In this study, biostratiography and microfacies of the Asmari Formation at Nowdan anticline next to Somghan village (39 Km north of Kazerun) are studied. The thickness of the Asmari Formation is 302 meters and its upper and lower boundries are coverd. Field work studies resulted to recognize 4 lithostratigraphic units (unit 1: thin to medium bedded limestone, unit 2: thick and some thin and medium bedded limestone, unit 3: thin and thick bedded nudular limestone, unit 4: thin bedded nudular limestone). Based on microscopic studies, 20 genera and 19 species of benthic foraminifera were identified and two biozones related to the Oligocene were identified. Based on textural and faunal studies, nine microfacies related lagoon and open marine were differentiated. Also in this study, to reconstract geometry and to analyze the role of Qatar-Kazerun fault during Oligocene, 11 sections of the Asmari Formation were examined.
    Keywords: Asmari Formation, Biostratigraphy, Microfacies, Foreland basin