جستجوی مقالات مرتبط با کلیدواژه « تخلخل » در نشریات گروه « زمین شناسی »
تکرار جستجوی کلیدواژه «تخلخل» در نشریات گروه «علوم پایه»-
از نمودارهای پتروفیزیکی برای شناسایی جنس سنگ و نوع سیال در مخزن استفاده می شود. شناسایی گاز در سنگ ماسه و کربنات یکی از کاربرد های مهم نمودارهای پتروفیزیکی است. اما شناسایی گاز در سنگ کربنات توسط نمودارهای پتروفیزیکی گاهی با عدم قطعیت همراه است .لذا در این حالت برای شناسایی گاز از ابزار R.F.T (Repeat Formation Tester) استفاده می شود. ابزار R.F.T فشار را در اعماق مختلف سنگ مخزن اندازه گیری می کند و با محاسبه گرادیان فشار نسبت به عمق نوع سیال شناسایی می شود. از معایب ابزار R.F.T راندن آن در حضور دکل حفاری (افزایش دکل - روز)، هزینه راندن ابزار، ضرورت مناسب بودن قطر حفره چاه (عدم ریزش حفره چاه) ، نقاط با تخلخل نوترون بیش از 15 درصد و همچنین گیر کردن ابزار در حفره چاه و مانده یابی آن است. هدف از این مطالعه ارائه روشی ساده و کاربردی جهت شناسایی گاز در سنگ کربنات می باشد. در این مطالعه با استفاده از تبدیل موجک ، نویز های موجود در داده های تخلخل و اشباع آب حذف و سپس با استفاده از داده های نویززدایی شده تخلخل و اشباع هیدروکربور، روشی ساده و کاربردی جهت شناسایی گاز در سنگ کربنات ارائه می شود. مهمترین دستاورد این مطالعه حذف ابزار R.F.T و در نتیجه کاهش هزینه حفاری و مخاطرات ناشی از گیر ابزار R.F.T در چاه است. نتایج این مطالعه نشان می دهند که با استفاده از روش ارائه شده با اطمینان می تواند نوع سیال را در سنگ مخزن شناسایی داد.
کلید واژگان: تبدیل موجک, نمودارهای پتروفیزیکی, تخلخل, اشباع آب, شناسایی گاز در سنگ کربنات}Gas can be diagnosed in clean sand rock by petrophysical log. It is not easy to determine the gas in carbonate rock by petrophysical log. The R.F.T. tool is used to determine the gas in carbonate rock. The fluid density in the rock is determined by calculating the pressure difference related to depth. The R.F.T. tool has some disadvantages, such as being expensive, taking much time to run, and rock having a neutron porosity of about 15%, and sometimes the R.F.T. tool is stuck in well. This study applies the wavelet transformation, a recent advance in signal analysis technique, to detect reservoir rock fluid. The porosity and water saturation are denoised using the "demy" mother wavelet. At last, the pore hydrocarbon saturation, porosity denoise by the "demy" wavelet, pore volume plot and R.F.T. tool are plotted together in one figure to identify the kind of fluid in sand and carbonate rocks.
Keywords: Wavelet Transform, Petrophysical Diagrams, Porosity, Water Saturation, Gas Detection In Carbonate Rockshortening} -
تعیین میزان ناهمگنی در مخازن کربناته نظیر سازند سروک بسیار حایز اهمیت است و تاثیر به سزایی بر روی میزان تولید و بهره وری از این نوع مخازن دارد. عوامل متعدد زمین شناسی (فرسایش، رسوب گذاری، رخساره های سنگی، دیاژنز، گسل خوردگی و غیره) در سازندهای کربناته سبب ناهمگنی آن می شوند که تاثیر زیادی بر روی پارامترهای پتروفیزیکی، ژیومکانیکی، ژیوشیمیایی و خصوصیات مخزنی دارد. تعیین میزان ناهمگنی سبب افزایش آگاهی از توزیع خواص مختلف مخزنی می گردد. شاخص ناهمگنی از دیدگاه پتروفیزیکی با استفاده از نگارهای مرسوم پتروفیزیکی، نگار تصویری FMI و داده های مغزه و نتایج مطالعات مقاطع نازک میکروسکوپی بررسی می گردد و با معیار سنجش دکستراپارسون، ضریب لورنز و ضرایب تغییرات تخلخل و تراوایی سنجیده می شود. در سال های اخیر، مطالعات خوبی در زمینه ناهمگنی انجام گرفته است. با این حال، برخی جنبه های ناهمگنی از قبیل ناهمگنی ژیومکانیکی و ژیوفیزیکی کمتر مورد تحقیق و بررسی قرار گرفته است. در این مطالعه، مفهوم ناهمگنی و مطالعات انجام گرفته در زمینه تعیین ناهمگنی به همراه انواع متعدد ناهمگنی مورد بررسی اجمالی قرار گرفته است و در پایان مثال موردی از تعیین شاخص ناهمگنی پتروفیزیکی در مخزن سروک یکی از میادین فروبار دزفول به عنوان مثال آورده شده است.
کلید واژگان: ناهمگنی, ضریب تغییرات, تخلخل, مخزن سروک} -
امروزه بهرهگیری از هوش مصنوعی برای افزایش دقت مطالعه و نزدیک بودن به واقعیت، بسیار متداول است و در صنعت نفت، برای افزایش دقت بررسی و شناخت رابطه میان پارامترهای گوناگون به کار میرود. هدف اصلی این پژوهش، مقایسه کارکرد دو روش ماشین یادگیری حدی (ELM) و شبکه عصبی شعاع مبنا (RBF) در مدلسازی ایستایی نفت، تخلخل است. داده های 7 حلقه چاه میدان فراکرانه ای هندیجان، واقع در کرانه شمال باختری خلیج فارس بررسی شد. در این راستا، با بهرهگیری از نشانگرهای لرزه ای پس از برانبارش، که رابطه معنی داری با تخلخل دارند، و نمودار تخلخل هر چاه، کارکرد شبکه های ELM و RBF در شرایط یکسان تنظیم و مقایسه شد. سرانجام آشکار شد که ELM کاملا به مجموعه دادهها حساس است و برای تهیه نقشه (کمی) به نقاط داده بیشتری نیاز دارد، اما ازنظر ردهبندی (کیفی) از RBF بهتر است. از سوی دیگر، RBF یکی از تواناترین الگوریتمها در نقشه برداری است، به ویژه در شمار کم دادهها و برای دیگران چالش برانگیز است.
کلید واژگان: ELM, RBF, تخلخل, نشانگرهای لرزهای, میدان فراکرانهای}Nowadays, the use of artificial intelligence is common to increase the accuracy of the study and, close to reality, is used in the oil industry to increase the accuracy of studying and understanding the relationship between various parameters. The main purpose of this study is to compare the performance of the two methods of Extreme Learning Machine (ELM) and Radial Basis Function (RBF) in porosity estimation, which is static oil modeling. The data from seven wells in the offshore field (Hendijan Oilfield) of the northwestern Persian Gulf were examined. In this regard, post-stack seismic attributes which have a significant relationship with porosity and porosity log for each well were used to compare the performance of the ELM and RBF networks under the same conditions. Eventually, it reveals that ELM is quite sensitive to the data set and needs more data points to prepare a map (quantitatively), but is better than RBF in terms of classification (qualitative). On the other hand, RBF is one of the most powerful algorithms in mapping, especially in low numbers of data points, which can be challenging for others.
Keywords: ELM, RBF, porosity, Seismic Attributes, Hendijan Field} -
تحلیل و ارزیابی خصوصیات پتروفیزیکی مخازن ناهمگون و متراکم گازی به دلیل پایین بودن میزان نفوذپذیری و تخلخل سنگ مخزن، همواره از چالش های مهم صنعت نفت به شمار می رود. از آنجایی که مخازن نامتعارف حجم عظیمی از میزان نفت و گاز درجای حال حاضر دنیا را به خود اختصاص داده اند، ارزیابی دقیق خصوصیات پتروفیزیکی آن ها جهت بهره برداری بیشتر و بهینه تر از اهمیت زیادی برخوردار می باشد. یکی از پرکاربردترین ابزارها برای بالابردن دقت اندازه گیری خصوصیات سنگ مخزن، ابزار نمودارگیری تشدید مغناطیسی هسته ای (NMR) است. این ابزار قدرتمند قادر است ویزگی هایی مانند تخلخل، تراوایی، نوع سیال و ویسکوزیته آن، توزیع سایز حفرات و قابلیت تولید لایه های مختلف سازند را به صورت مستقل ارزیابی کند. در این پژوهش، ابتدا اصول و مفاهیم اولیه روش تشدید مغناطیسی هسته را شرح داده و سپس به بررسی روش ارزیابی تخلخل و تراوایی مخازن متراکم گازی با استفاده از ابزار NMR و ترکیب آن با لاگ چگالی، و در انتها به مقایسه نتایج بدست آمده از این روش با مقادیر تخلخل و تراوایی مغزه (core) جهت کاهش میزان عدم قطعیت در اندازه گیری ها، می پردازیم.
کلید واژگان: مخازن نامتعارف, مخازن متراکم گازی, نمودارگیری, تشدید مغناطیسی هسته ای, لاگ نوترون, تخلخل, تراوایی} -
مطالعات قبلی نشان داده است که رطوبت تاثیر ویژه ای بر خصوصیات استاتیک سنگ (مقاومت فشاری تک محوری و مدول الاستیسیته) دارد. در این مقاله، مقاطع نازک و XRD، مقاومت تراکم تک محوری و مدول الاستیسیته، شاخص بار نقطه ای، مقاومت کششی برزیلی و تخلخل نمونه های سنگ آهک در شرایط خشک و اشباع در ساختگاه سد خرسان دو در جنوب غربی ایران بررسی شده است. سپس، با استفاده از شبکه عصبی مصنوعی و رگرسیون ساده، اثر شاخص بار نقطه ای در شرایط خشک، مقاومت کششی در شرایط خشک و اشباع و تخلخل بر مقاومت تراکم تک محوری و مدول الاستیسیته در شرایط خشک و اشباع بررسی شد. بررسی XRD و مقاطع نازک نمونه ها نشان می دهد که کلسیت کانی اصلی است و طبقه بندی نمونه ها از مادستون تا گرینستون متغییر است. نتایج شبکه عصبی و رگرسیون ساده نشان داد که اثر متغیرهای مستقل بر مقاومت تراکم تک محوری و مدول الاستیسیته در شرایط خشک دارای دقت بالاتری نسبت به شرایط اشباع می باشند. واسنجی روابط ارایه شده محققین قبلی بر اساس نتایج آزمایشگاهی این تحقیق و با استفاده از معیارهای ضریب تعیین و خطای جذر میانگین مربعات نشان داد که اکثر روابط می توانند جهت تخمین خصوصیات سنگ آهک آسماری مورد استفاده قرار گیرند. بررسی نمودارهای همگنی واریانس باقی مانده ها در سطوح مقادیر پیش بینی شده، ضریب تعیین و خطای روش ها نشان داد که شبکه عصبی از دقت بالاتری نسبت به رگرسیون ساده جهت تخمین خصوصیات استاتیک سنگ آهک برخوردار است و روش شبکه عصبی در تخمین خصوصیات مقاومت تراکم تک محوری و مدول الاستیسیته محافظه کارانه عمل می کند.
کلید واژگان: آزمون های مقاومتی, تخلخل, شرایط خشک و اشباع, رگرسیون, شبکه عصبی مصنوعی, سنگ آهک}Previous studies have shown that moisture has a special effect on the static properties (uniaxial compressive strength (UCS) and elastic modulus (Es) of the rock. In this study, thin section, X-ray diffraction (XRD), porosity, UCS and Es, point load index, and Brazilian tensile strength of the limestone specimens were determined in Khersan 2 dam site, in south west of Iran. Then, using artificial neural network and simple regression, the effect of dry point load index, dry and saturated tensile strength, and porosity on UCS, Es were assessed. Microscopic studies of the samples showed that calcite is the main mineral and samples classified from the Mudstone to the Grainstone. The effect of water on the static properties showed that prediction models in dry conditions are more accurate. Calibration of the relationships presented by previous researchers based on the experimental results of this study and using the criteria of coefficient of determination and root mean square error (RMSE) showed that most of the relationships can be used to estimate the properties of Asmari limestone. Also, investigation of heteroscedasticity graphs of residual variance at predicted levels, determination coefficient and RMSE of the methods showed that the neural network has higher accuracy than simple regression. As compared to the regression method, the neural network is conservative in estimating these properties.
Keywords: mechanical properties, porosity, dry, saturated conditions, Artificial neural network, Regression, Limestone} -
براساس مطالعات سنگ شناسی، سازند چلکن در ناحیه دشت گرگان در برش مورد مطالعه به دو واحد ماسه سنگ پایین و مادستون بالایی تقسیم شده است. مطالعات پتروگرافی بیانگر ترکیب لیت آرنایت (کالک آرنایت) و ساب لیت آرنایت با بلوغ بافتی و ترکیبی پایین برای ماسه سنگ ها است. نهشته های کنگلومرا نیز در این سازند در برش مورد مطالعه از نوع ارتوکنگلومرای پلی میکتیت و متشکل از خرده های متنوع کربنات و چرت تعیین شده است. وجود تخلخل قابل توجه به فرم های حفره ای، کانالی و شکستگی در نهشته های ماسه سنگ و کنگلومرا و حتی گل سنگ استعداد بالای این رسوبات را به عنوان سنگ مخزن نشان داده و ضرورت انجام مطالعات اکتشافی در بخش ایرانی خزر جنوبی را مطرح می نماید. بر اساس جوان ترین نانوفسیل های یافت شده در سازند چلکن، سن نسبی این سازند در ناحیه مورد مطالعه انتهای میوسن تا پلیوسن میانی (؟) تعیین شده است. گسترش نانوفسیل های آهکی نشان دهنده وجود ارتباط بین حوضه خزر جنوبی با دریای سیاه و حوضه مدیترانه در انتهای میوسن- ابتدای پلیوسن و ایتدای پلییستوسن و عدم ارتباط در بخش عمده دوره پلیوسن است که برای اولین بار در این مطالعه مطرح می شود.کلید واژگان: سازند چلکن, حوضه خزر جنوبی, مخزن, تخلخل, نانوپلانکتون های آهکی}Based on lithostratigraphy analysis, Cheleken Formation in the studied section of the Gorgan plain, subdivided into lower sandstone and upper mudstone/marl units. Based on petrographic analysis, the sandstone sediments include low textural and compositional maturity litharenite and sublitharenite. Conglomerates are polymictite orthoconglomerate with variables carbonate and chert grains. High percentage of the porosity as vuggy, channels and fractures in the sandstone and conglomerates and even mudstone deposits displays high reservoir potentional for the studied sediments and hence necessitates the exploration studies in the Iranian part of the SCB. Based on the youngest nannofossil species, a late Miocene to middle Pliocene (?) age is defined for the Cheleken Fm. in the studied area. Nannofossils distribution of the studied succession displays the SCB was connected to the Black Sea and Mediterranean Basin in the late Miocene- early Pliocene and the Pleistocene and was isolated in the main part of the Pliocene.Keywords: Cheleken Formation, South Caspian basin, Reservoir, porosity, Calcareous nannoplankton}
-
سازند گچساران با سن میوسن، رخنمون وسیعی در برخی نواحی خرم آباد دارد. وجود سنگ ژیپس در این سازند، باعث ایجاد روان آب های شور در منطقه دره شیخان در شمال غربی خرم آباد شده است. روان آب ها باعث هوازدگی نمک در رخنمون های سنگی منطقه شامل ژیپس، کنگلومرا، ماسه سنگ، سنگ آهک، دولومیت، شیل دولومیتی و مارن مربوط به سازند های گچساران، آسماری، شهبازان، کشکان، تاربور و امیران گردیده است. هدف از پژوهش حاضر بررسی و برآورد دوام سنگ های منطقه دره شیخان در شمال غربی خرم آباد در مقابل هوازدگی نمک ناشی از روان آب های شور است. برای رسیدن به اهداف پژوهش، 8 نمونه سنگ مختلف از رخنمون های سنگی منطقه برداشت شد و آزمون دوام وارفتگی در محلول اشباع از نمک تا 15 چرخه انجام شد. علاوه بر این ترکیب کانی شناسی، خصوصیات فیزیکی و مقاومتی نمونه ها شامل تخلخل و شاخص بار نقطه ای تعیین شدند. بر اساس ارزیابی دوام نمونه ها، ترکیب کانی شناسی، تخلخل و مقاومت نقش مهمی در دوام نمونه ها در برابر هوازدگی نمک دارند. مدل آماری حاصل از آنالیز رگرسیون چند متغیره نشان می دهد دوام سنگ ها در مقابل هوازدگی نمک می تواند با دقت مناسبی (R2=0.95) با استفاده از تخلخل و شاخص بار نقطه ای برآورد شود. این مدل به دلیل استفاده از پارامترهای ساده تخلخل و شاخص بار نقطه ای، می تواند یک ارزیابی سریع و ارزان از دوام طولانی مدت سنگ ها در مقابل هوازدگی نمک داشته باشد.
کلید واژگان: سنگ رسوبی, دوام, هوازدگی نمک, تخلخل, شاخص بار نقطه ای, مدل آماری} -
فصلنامه پژوهش های چینه نگاری و رسوب شناسی، سال سی و هفتم شماره 2 (پیاپی 83، تابستان 1400)، صص 119 -146
سازند شوریجه یک توالی سیلیسی‌آواری ژوراسیک پسین- کرتاسه پیشین (کیمریجین پسین- هاتریوین) واقع در حوضه رسوبی کپه‌داغ با ضخامت 392 متر در برش اسطرخی است. در برش اسطرخی، این سازند به‌طور هم‌شیب روی سازند کربناته مزدوران (آکسفوردین) نهشته شده و به‌طور هم‌شیب نیز با سازند کربناته تیرگان (بارمین- آپتین) پوشیده شده است. ماسه‌سنگ‌ها به‌طور عمده ساب‌آرکوز، ساب‌لیت آرنایت، فلدسپاتیک لیت آرنایت و لیت آرنایت و به‌طور جزیی کوارتز آرنایت و غنی از کوارتز، فلدسپات و خرده‌سنگ‌های رسوبی و آذرین (پلوتونیکی) هستند و به‌ندرت خرده‌سنگ‌های دگرگونی دارند. براساس مطالعات سنگ‌شناسی و ژیوشیمیایی، رخدادهای جزیی در مرحله دیاژنز اولیه شامل سیمانی‌شدن (کلسیت، اکسید آهن) است. رخدادهای مرحله دیاژنز دفنی عمیق غالب و شامل فشردگی، سیمانی‌شدن (سیلیس، دولومیت، کلریت)، شکستگی، انحلال، انحلال فشاری و آلبیتی‌شدن است. مرحله دیاژنز انتهایی نیز شامل رخدادهای جزیی انحلال و سیمانی‌شدن (کلسیت، اکسید آهن) است. براساس رخدادهای دیاژنتیکی، دمای بیش از 80 درجه طی مرحله دیاژنز دفنی برای سازند شوریجه پیشنهاد می‌شود. تخلخل موجود ثانویه و به‌طور عمده ناشی از انحلال فلدسپات و سیمان کربناته و شکستگی است. میانگین تخلخل و نفوذپذیری 11 مغزه %78/7 و 84/4 میلی‌دارسی است و شمارش نقطه‌ای 38 مقطع نازک، میانگین تخلخل %05/10 را نشان می‌دهد. با توجه به تخلخل و نفوذپذیری قابل قبول، بخش میانی سازند در منطقه مطالعه‌شده ازلحاظ مخزنی مورد توجه است.
کلید واژگان: کپه داغ, سازند شوریجه, دیاژنز, تخلخل, کرتاسه}The Shurijeh Formation is a Late Jurassic–Early Cretaceous (Late Kimmeridgian–Hauterivian) siliciclastic rock unit of the Kopet-Dagh Basin, up to 392 m thick. In the Estarkhi section, it rests disconformably on the Mozduran Formation (Oxfordian), and is disconformably overlain by carbonate rocks of the Tirgan Formation (Barremian–Aptian). The sandstones are predominantly subarkose, sublitharenite, feldspathic litharenite, and litharenite with minor quartzarenite, rich in quartz and feldspars, sedimentary and igneous rock fragments (plutonic), and rarely metamorphic fragments. Based on petrological and geochemical studies, minor diagenetic events in the early diagenetic stage include cementation by calcite and iron oxide. Deep burial diagenetic events were dominated by compaction, cementation (silica, dolomite, chlorite), fracturing, dissolution, pressure solution, and albitization. Minor late diagenetic events include dissolution and cementation (calcite, iron oxide). Based on diagenetic events, a temperature of >80°C during burial diagenesis is suggested for Shurijeh Formation. The existing porosity is secondary, resulting largely from the dissolution of feldspar and carbonate cement, with some fracture porosity. The porosity and permeability of 11 core plugs average 7.78% and 4.84 md, and the point count of 38 thin sections shows an average porosity of 10.05%. The good porosity and permeability of the middle part of the section predict an acceptable reservoir potential for this formation in the study area.
Keywords: Kopet-Dagh, Shurijeh Formation, diagenesis, porosity, Cretaceous} -
تعیین مقدار حجمی هیدروکربن در برنامه ریزی و توسعه ی میادین نفت و گاز از اهمیت بسیار زیادی برخوردار است و محاسبه ی میزان آب اشباع شدگی مخازن یکی از مهم ترین فاکتور ها است. در محاسبه ی میزان آب اشباع شدگی مخازن هیدروکربوری، معادله ی آرچی اساسی ترین رابطه است. این رابطه سه پارامتر ضریب سیمان شدگی(m)، نمای اشباع(n) و پیچاپیچی(a) دارد که پارامترهای آرچی نامیده می شوند. تغییرات اندک در هر یک از این ضرایب باعث خطای زیادی در محاسبه ی آب اشباع شدگی و در نتیجه میزان حجم هیدروکربور درجای مخزن می شود. در این مقاله سعی شده است مروری بر مطالعات پیشین روی روابط تجربی به دست آمده برای ضریب سیمان شدگی، میزان دامنه ی تغییرات ضرایب سیمان شدگی بر اساس مطالعات محققان مختلف و همچنین عوامل و پارامترهای اثرگذار روی این ضریب انجام شود. نتایج مرور بر مطالعات گذشته نشان داد که در سنگ های کربناته بر خلاف ماسه سنگ ها تنوع زیاد لیتولوژیکی از نظر نوع بافت و شکل منافذ وجود دارد و چون ضرایب آرچی نیز تحت تاثیر عوامل لیتولوژیکی، به ویژه نوع منافذ هستند، در نتیجه باید ضرایب آرچی برای انواع گونه های سنگی در یک مخزن کربناته محاسبه شوند. در ادامه مشخص شد که ثابت در نظر گرفتن مقادیر ضرایب آرچی با توجه به وابسته بودن این ضرایب به عوامل متعدد در سنگ ها صحیح نبوده و باعث بروز خطا در نتایج ارزیابی آب اشباع شدگی می شود. بنابراین استفاده از آنالیزهای عدم قطعیت در محاسبه ی آب اشباع شدگی نقش بسزایی در برآورد حجم دقیق هیدروکربور درجای مخزن دارد. در انتها نیز میزان ضریب سیمان شدگی در یکی از مخازن جنوب ایران با استفاده از نتایج آنالیز مغزه و روابط تجربی با یکدیگر مقایسه شدند و مشخص شد روابط تجربی نمی توانند در سازندهایی غیر از سازندی که این روابط برایشان تعریف شده، نتایج دقیقی ارایه دهند.
کلید واژگان: آب اشباع شدگی, تخلخل, معادله ی آرچی, ضریب سیمان شدگی, نمای اشباع, پیچاپیچی} -
تعیین خواص پتروفیزیکی یک مخزن اهمیت بسیار زیادی دارد. تخلخل و تراوایی بخش های مخزنی، از مهم ترین این خواص هستند. خواص پتروفیزیکی یک مخزن معمولا با روش هایی مانند تحلیل مغزه و آزمایش چاه نیز به دست می آیند که مستلزم صرف زمان و هزینه بسیار زیادی است. به دلیل نبود مغزه های کافی، تغییرات سنگ شناسی و ناهمگنی سنگ مخزن، نتایج تعیین این پارامترها با روش های ذکر شده، پوشش مناسب و دقت لازم را برای تعمیم به کل ستون چاه یا لایه مخزنی و میدان هیدروکربوری ندارد. برای رفع این محدودیت از روش های جایگزین همانند ارزیابی و تفسیر نمودارهای پتروفیزیکی در محیط نرم افزار های پیشرفته یا روش های مبتنی بر سرعت امواج لرزه ای استفاده می شود.در روش مبتنی بر نمودارهای پتروفیزیکی، معمولا تخلخل براساس یکی از نگاره های نوترون، چگالی یا صوتی یا تلفیقی از دو یا چند نگاره و با استفاده از روابط معرفی شده به صورت برجا تخمین زده می شود. برای تخمین تخلخل با استفاده از سرعت امواج لرزه ای، هم از داده های لرزه ای سطحی و هم از داده های لرزه ای درون چاهی (مقاطع لرزه ای قایم) می توان بهره جست. با به کارگیری روابط موجود بین سرعت امواج لرزه ای و تخلخل سنگ ها، برآورد مناسبی از تخلخل لایه ها محاسبه می شود. در این پژوهش با استفاده از داده های مقاطع لرزه ای قایم در یکی از میدان های گازی خلیج فارس، تخلخل لایه های مخزنی تخمین زده می شود و نتایج آن با تخلخل تخمین زده شده از نگاره های مختلف چاهی و داده های مغزه ها مقایسه می شود. نتایج حاکی از همخوانی مناسب نتایج داده های VSP و سایر نگاره های چاهی و همچنین داده های مغزه است، به ویژه اینکه در نقاط ریزشی و شسته شده چاه و نواحی با لایه های شیلی که روش های پتروفیزیکی اغلب خطا دارند، روش مقطع لرزه ای قایم می تواند نتایج مطمین تری ارایه کند.
کلید واژگان: پروفیل زنی لرزه ای قائم (VSP), تخلخل, سرعت امواج, مخزن گازی}Determining the petrophysical properties of a reservoir is of great importance. The most important of these properties are the porosity and permeability of the reservoir sections. The petrophysical properties of a reservoir are usually obtained by methods including core analysis and well testing techniques which require spending a very high time and cost. Furthermore, the results of determining these parameters by the mentioned methods are not of good quality due to the lack of sufficient cores, lithological changes and heterogeneity of reservoir rock. Therefore, the optimal method is to use advanced evaluations of petrophysical diagrams in advanced software environments such as Geolog. The results of petrophysical assessments can be compared and calibrated with the results obtained from the core.Usually, porosity is estimated based on the one of the neutron logs, density logs, sound logs or combination of two logs in-site. Moreover, it can be calculated by laboratory methods which give different evaluations of porosity, of course. Experience has also shown that estimation of porosity using one type of log is not accurate due to the response of each log to certain parameters of a formation.Another method to estimate the porosity is to use longitudinal and transverse wave velocities and the ratio of these velocities. This method uses surface wave data and Vertical Seismic Profiling (VSP) surveys. Using the empirical relations between the porosity and seismic velocities, a proper estimation of porosity could be provided. In this research, porosity has been estimated using the VSP data and also some other petrophysical logs in a well in the Persian Gulf and the results have been compared with other methods.The results show that the porosity values obtained from VSP data are closer to the core analysis than acoustic log results. One of the advantages of porosity estimation using VSP data is the insignificant effectiveness of shale contents on this method.The well wall caving, especially at the bottom of the well, causes error in the reading of some logs and affects the amount of porosity calculated by petrophysical logs. However, well caving has little effect on VSP data readings and results in the estimated porosity values to be more accurate than the Vp/Vs velocity ratios in these areas.The porosity obtained from the dynamic method shows only the initial porosity of the rock and is not able to calculate the total porosity. Furthermore, the studies conducted in this research showed that the porosity achieved by acoustic method does not conform well to the helium gas in neutron log and density log methods (as a reliable method), and also does not have the necessary validity. For these reasons, in this study, a method was proposed to determine the porosity by combining the ratio of the longitudinal wave velocity to shear wave velocity (Vp/Vs) and rock density. Comparison of the results presented in this study with other available methods showed a good consistency and suggests that the proposed empirical equation provides a more realistic calculation for rock porosity.As a recommendation, we suggest that VSP data be acquired for the whole well column because extracting the compressional and shear wave velocities in all surveyed depths and calculating the ratio of them, will make it possible to estimate the amount of different porosities in all existing formations.
Keywords: Vertical Seismic Profiling (VSP), porosity, Wave velocity, gas reservoir} -
هدف از این مطالعه، وارون سازی مستقیم داده های لرزه ای به تخلخل و توصیف کمی عدم قطعیت مربوط به آن در یکی از مخازن کربناته جنوب غربی ایران است. روش های وارون احتمالاتی قادرند با ترکیب توابع توزیع احتمال پارامترهای مدل و تابع توزیع درست نمایی که متاثر از مدل نوفه است، پارامترهای مدل را به صورت تابع توزیع احتمال پسین ارایه کنند. این تابع با اطلاعات اولیه درباره مدل همخوانی دارد و همچنین به داده های لرزه ای مقید است. در این مطالعه، از یکی از روش های نمونه گیر مبتنی بر زنجیره های مارکو مونت کارلو استفاده شده است که می تواند با نمونه گیری از تابع توزیع احتمال پسین، رخدادهایی از مدل مطلوب تولید کند. برخلاف روش های وارون قطعی که تنها یک جواب از مدل ارایه می دهند، رخدادهای تولید شده از تابع توزیع پسین در روش های وارون احتمالاتی، امکان تحلیل آماری و توصیف عدم قطعیت مربوط به مدل را فراهم می کنند. نتایج اجرای روش پیشنهادی برای داده های مصنوعی نشان داد برآورد واریانس نوفه، تاثیر مهمی بر نتایج وارون سازی همچون میزان عدم قطعیت رخدادهای مدل دارد. در حالتی که نوفه مفروض در وارون سازی، برابر، بیشتر و کمتر از نوفه داده ها باشد، به ترتیب 8%، 3% و 31% از تخلخل واقعی در محل چاه، خارج از بازه 95 درصد احتمال رخدادهای تخلخل قرار می گیرد؛ بنابراین فروتخمین بودن نوفه در روش های وارون احتمالاتی، خطای زیادی را در رخدادهای مدل وارد می کند. با استفاده از مدل فیزیک سنگی کالیبره شده، الگوریتم برای ردلرزه های مجاور چهار چاه اجرا و رخدادهایی از تخلخل و عدم قطعیت مربوط به آنها ارایه شد. ضریب همبستگی بین تخلخل واقعی در محل چاه ها و میانگین رخدادهای تخلخل برابر با 79%، 63%، 51% و 67% برآورد شد که نشان دهنده عملکرد خوب الگوریتم در تخمین تخلخل و عدم قطعیت مربوط به آن است.
کلید واژگان: وارون سازی بیزین, تخلخل, مخازن کربناته, عدم قطعیت}The goal of this study is to invert the seismic data directly to porosity as well as to quantify the associated uncertainty in one of the carbonate reservoirs located in southwestern Iran. Probabilistic inverse methods are able to present the model parameters as a posterior probability distribution function by combining the probability density function of the model prior information and the likelihood model. The likelihood density function is defined based on the noise model. The answer to the probabilistic inverse problem is a posterior distribution function that is not only consistent with the prior model but also is constrained to the seismic data. In this study, one of the sampling methods based on Markov chain Monte Carlo is used, which is able to generate realizations of the desired model parameter by sampling from the posterior distribution function. Unlike deterministic inverse methods, which provide only one answer for the model parameters, in probabilistic inverse methods the realizations generated from the posterior distribution function allow statistical analysis and model uncertainty quantification. The results of the implementation of the proposed method on synthetic seismic data showed that the estimation of noise variance has a significant effect on the results of probabilistic inversion and the uncertainty of the model realizations. The underestimation of the noise variance leads to fitting the noise on the data and subsequently generates artifacts on the output realizations. The overestimation of the noise variance provides smooth realizations with higher uncertainty. In the latter case, the reference porosity model is in the 95% confidence interval in contrast to the former case. Therefore, care should be taken in estimating the noise variance in probabilistic inverse methods. Considering a calibrated rock physics model for the carbonate reservoir under study, which is the main core in a direct inversion approach, the proposed algorithm was applied to the seismic traces adjacent to the four well logs. The uncertainty of the porosity was quantified in each well location. The correlation coefficient of the mean of the porosity realizations and the true porosity in four well locations were approximated about 79%, 63%, 51% and 67%. The consistency of the results obtained from the inversion with the observed porosity at the well locations indicates the good performance of the algorithm in estimating the porosity and its associated uncertainty. Due to the ability of the probabilistic inverse methods in a direct inverse of seismic data to the petrophysical properties, and their applicability in being performed in a parallel structure in processing clusters, these algorithms can be used in reservoir characterization of 2D and 3D data.
Keywords: Bayesian inversion, porosity, Carbonate Reservoirs, Uncertainty} -
میدان نفتی مارون دربخش میانی پهنه ساختاری زاگرس چین خورده،در فرو افتادگی دزفول قرار دارد. دراین مطالعه با بهره گیری از داده های زیر سطحی و نر م افزار ژیولاگ،زون های تفکیکی اینتاقدیس مخزنی از لحاظ لیتولوژیکی تعیین شد. در تعیین زون های مخزنی، فاکتورهایی مانند تخلخل و حجم شیل مدنظر قرار گرفت. بررسی های پتروفیزیکی با استفاده از کراس پلات های نوترون- چگالی، نوترون - صوتی، چگالی- صوتی و M-N نشان می دهد که در این مخزن لیتولوژی غالب کربناته است. بر اساس آنالیز داده های چاه پیمایی و با استفاده از کراس پلات نوترون- چگالی، سازند آسماری از نظر تخلخل از وضعیت مناسبی به ویژه در بخش های بالایی سازند برخوردار بوده که به همین جهت بخش های بالایی نسبت به پایینی از کیفیت مخزنی بهتری برخوردار است. هم چنین درستی ارزیابی انجام شده در چاه مورد مطالعه با تخلخل محاسبه شده از مغزه از تطابق قابل قبولی برخوردار بود. در مطالعه حاضر میانگین حجم شیل بر اساس لاگ CGR برابر 33/25 درصد است که از این مقدار، بیش ترین میزان حجم شیل در قسمت پایینی سازند متمرکز است. از آنجا که هر توالی رسوبی می تواند از یک یا چند زون مخزنی با ویژگی های لیتولوژی و پتروفیزیکی مخصوص به خود تشکیل شود، لذا 5 زون مخزنی A, B, C, D,E در چاه مورد مطالعه شناسایی شد که در زون بندی توالی رسوبی سنگ مخزن آسماری جای گرفتند. در این مطالعه، زون A مربوط به قسمت بالایی و زون E متعلق به قسمت پایینی از توالی آسماری است. تحلیل داده های در دسترس، تخلخل مناسب در کل سازند و میزان حجم شیل پایین خصوصا در زون های A, B, C, D بیانگر آن است که تقریبا کل سازند در میدان مارون از استعداد مخزنی مناسبی برخوردار است.
کلید واژگان: نرم افزار ژئولاگ, اشباع شدگی, تخلخل, زون مخزنی}Applied Sedimentology, Volume:8 Issue: 15, 2021, PP 161 -173The Marun oilfield is located in the middle part of the folded Zagros structural zone, in the Dezful embayment. In this study, using subsurface data and Geolag software, the separation zones of the reservoir anticline were determined lithologically. Factors such as porosity and shale volume were considered in determining the reservoir zones. Petrophysical studies using neutron-density, neutron-sonic, density- sonic and M-N cross plots show that the predominant lithology in this reservoir is carbonate. Based on the analysis of well log data and using neutron-density cross-plot, the Asmari Formation has a good porosity especially in the upper parts of the formation. For this reason, these parts have better reservoir quality than the lower parts. Also, the accuracy of the evaluation performed in the studied borehole had an acceptable correlation with the calculated porosity of the core. In the present study, the average shale volume based on the CGR log is 25.33%, of which the highest shale amount is concentrated in the lower part of the formation. Since each sedimentary sequence can be composed of one or more reservoir zones with their own lithological and petrophysical characteristics, so 5 reservoir zones (A, B, C, D, E) were identified in the studied borehole. In this study, zone A belongs to the upper part and zone E belongs to the lower part of the Asmari Formation sequence. Analysis of available data, appropriate porosity in the whole formation and low shale volume, especially in zones A, B, C and D indicate that almost the entire formation in the Marun oilfield has a suitable reservoir potential.
Keywords: Geolag software, Saturation, porosity, reservoir zone} -
بررسی و پیش بینی خواص مخزنی از فعالیت های مهم و کلیدی برای ارزیابی ظرفیت و توانایی تولید از مخزن است. بدست آوردن پارامترهای مهم مخزنی نظیر تخلخل می تواند در تعیین محل بهینه برای حفاری چاه های بعدی، طراحی و مدیریت فرآیندهای موثر در توسعه میادین نفت وگاز و شبیه سازی فرآیند های ازدیاد برداشت مفید باشد. تعیین دقیق این پارامترها همیشه توام با دشواری هایی است. معمولا برای محاسبه این پارامترها از آنالیز مغزه های سنگ و یا داده های چاه آزمایی و چاه پیمایی استفاده می شود که البته مطمین ترین روش برای محاسبه این پارامترها روش آنالیز مغزه است. اما به دلیل مشکلات اجرایی و هزینه های بالا، تعداد کمی از چاه های یک میدان مغزه گیری می شوند. امروزه استفاده از سیستم های هوشمندی نظیر شبکه های عصبی جهت تخمین پارامترهای مخزنی، پیشرفت های بسیار چشمگیری داشته است. در این پژوهش با استفاده از داده های پتروفیزیکی و الگوریتم ماشین های بردار پشتیبان بهینه سازی شده با الگوریتم ژنتیک به مدلسازی تراوایی و تخلخل سازند سروک در حوضه زاگرس پرداخته شده است. در این مطالعه رویکرد جدیدی جهت تخمین تراوایی با استفاده از حالات مختلف الگوریتم ماشین بردار پشتیبان معرفی شده است. برای این منظور، الگوریتم های SSVR ,SVRP اجرا شده اند. بر اساس بهینه سازی انجام شده، روش های SVRL و SVRPبه ترتیب با ضرایب همبستگی 79/0 و 816/0 برای پیش بینی تراوایی سازند برای این مجموعه از داده ها مورد استفاده قرار گرفتند که روش SVRP کارایی بهتر را نشان می دهد.
کلید واژگان: مدل سازی, ماشین های بردار پشتیبان, الگوریتم ژنتیک, تراوایی, تخلخل} -
استفاده از اطلاعات زمین شناسی و همچنین شناسایی رخساره های موجود در یک مخزن، از عوامل اثرگذار در مدیریت و صیانت از مخازن نفت و گاز است. از طرفی اطلاعات پتروفیزیکی نیز نقش مهمی در توصیف مخازن و تعیین نواحی با کیفیت دارند. بنابراین، استفاده از روش های زمین آماری برای برآورد و تخمین این پارامترها در نواحی فاقد این اطلاعات و نمونه ها جهت شناسایی بهتر یک میدان، غیرقابل انکار است. از آنجا که در حالت معمول تنها روش پی بردن به این اطلاعات چاه های حفر شده، لذا استفاده از روش های زمین آماری برای درک سایر نواحی گستره مخزن و تعیین وضعیت کیفیت مخزن ضروری است. در زمین آمار با استفاده از اطلاعات در نقاط شناخته شده(چاه ها) می توان اطلاعات را در نواحی نمونه برداری نشده از مخزن را تخمین زد. زمین آمار شاخه ای از علم آمار است که بر روی همبستگی روابط فضایی بین داده ها تمرکز دارد. هدف این مطالعه، استفاده از روش تخمین کریجینگ و روش شبیه سازی گوس متوالی جهت تخمین تخلخل و ضخامت رخساره های الکتریکی با کیفیت بالای مخزنی با استفاده از داده های 33 چاه در یکی از میادین گازی کشور است. در تجزیه و تحلیل فضایی پارامترها، واریوگرام تجربی هر یک از متغیرها در جهت های مختلف، همچون نقشه واریوگرام آن ها برای تعیین جهت ناهمسانگردی و همچنین پارامترهای زمین آماری نظیر سیل، دامنه و اثر ناگت برای تعیین تخلخل و رخساره با کیفیت مخزنی در کل گستره مخزن استفاده شده است. نرم افزار مورد استفاده در این مطالعه SGEMS است. این نرم افزار یک نرم افزار مدل سازی زمین شناسی است که توسط دانشگاه استنفورد توسعه و ساخته شده است. پس از انجام شبیه سازی هفت تحقق توزیع تخلخل و رخساره های با کیفیت مخزنی با استفاده از روش تخمین کریجینگ و شبیه سازی گوس متوالی تولید شده است. با بررسی نتایج شبیه سازی، مشخص شد که تخلخل های بالا و ضخامت رخساره های با کیفیت بالای مخزنی در میدان مورد مطالعه پیوستگی بالا و رابطه مستقیمی با یکدیگر نشان می دهند.
کلید واژگان: زمین آمار, روش تخمین کریجینگ, روش شبیه سازی گوس متوالی, میدان گازی, تخلخل, رخساره الکتریکی} -
پارامتر های پتروفیزیکی مانند تخلخل، تراوایی و اشباع آب از اهمیت قابل توجهی در شبیه سازی دینامیک مخازن برخوردار هستند. تخمین این پارامتر ها از طریق روش های شبیه سازی پتروفیزیکی دارای مزیت های بسیاری از قبیل دقت مناسب، صرفه ی اقتصادی و زمان بسیار پایین تر نسبت به سایر روش ها، مانند چاه پیمایی بوده و در نتیجه بسیار کاربردی است. شناسایی و بررسی پارامتر های پتروفیزیکی ضروری بوده و برای بهینه کردن اکتشاف و تولید مورد استفاده قرار می گیرند. از دیگر کاربرد های این روش، پیش بینی رفتار مخزن در آینده است. گرچه این گونه به نظر می رسد که بررسی پارامتر های پتروفیزیکی مخازن در برخی نواحی با ساختار پیچیده عملا ممکن نمی باشد. در مطالعه حاضر، تخمین پارامترهای پتروفیزیکی یکی از میادین نفتی ایران توسط روش های کریجینگ و شبیه سازی گوسی متوالی بررسی شده است. در این روش ها مقدار پارامتر های مجهول پتروفیزیکی با استفاده از مقادیر معلوم آنها با استفاده از روش های آماری-ریاضی با دقت قابل قبولی محاسبه شده است. با توجه به نتایج روش شبیه سازی گوسی متوالی، مقدار میانگین کل میدانی پارامترهای پتروفیزیکی تخلخل، تراوایی و اشباع آب به ترتیب برابر با 295/0، 405/0 و 325/0 و در روش تخمین کریجینگ، به ترتیب برابر با 390/0، 810/0 و 401/0 به دست آمده اند. نتایج این تحقیق همچنین نشان دهنده ی این واقعیت است که نسبت دادن یک مقدار کلی و واحد از یک ناحیه خاص از سازند به کل سازند به دور از واقعیت بوده و دقت نتایج شبیه سازی را پایین می آورد و لذا نیازمند استفاده از روش های شبیه سازی برای تعیین پارامتر های پتروفیزیکی در نواحی مختلف سازند مخزنی می باشد.
کلید واژگان: پارامترهای پتروفیزیکی, تخلخل, تراوایی, شبیه سازی زمین آماری, کریجینگ, روش گوسی} -
میدان نفتی دورود در قسمت شمالی حوضه نفتی خلیج فارس و پلاتفرم عربی واقع گردیده است. از نظر ساختاری، شامل ساختمان تاقدیسی با روند شمال شرق جنوب غرب می شود و افق غار از سازند آسماری به سن الیگومیوسن دارای پتانسیل مخزنی در این میدان می باشد. در این پژوهش ضمن مطالعه زمین شناسی ناحیه ای، با استفاده از داده های خام حاصل از چاه نگاری شش حلقه چاه کلیدی انتخاب شده از کل گستره میدان و بهره گیری از نرم افزار تخصصی ژیولاگ 6.6 و روش ارزیابی پتروفیزیک احتمالی، کیفیت مخزنی افق غار از سازند آسماری مورد ارزیابی قرار گرفت. براساس نتایج این ارزیابی و استفاده از چارتهای استاندارد شلومبرژه، ترکیب سنگ شناسی افق غار از سازند آسماری، دولومیت، ماسه سنگ و بخشهای شیلی از کانی رسی ایلیت در آن غالب است، مشخص شد. به علت پایین بودن حجم شیل و نوع لیتولوژی، تخلخل کل و تخلخل موثر تقریبا در بیشتر نقاط با هم برابر و بالا است. میانگین تخلخل موثر واشباع آب موثر برای افق غار به ترتیب 21% و 54% است. همچنین با استفاده از نحوه توزیع و گسترش پارامترهای پتروفیزیکی، افق مخزنی غار از بالا به پایین به چهار زون A1، A2، B و C تقسیم گردید و در مجموع زون Ghar B واجد بهترین کیفیت مخزنی میباشد.
کلید واژگان: میدان نفتی دورود, سازند آسماری, افق غار, تخلخل, تراوایی, آب اشباع شدگی} -
این پژوهش به منظور بررسی نقش استیلولیت ها و استیلوموتل ها در تغییرات بافتی سنگ های کربناته و نقش آن ها در نفوذپذیری و ریزتخلخل های شکل گرفته در آن ها صورت گرفته است. مطالعه بر روی بیش از 1500 مقطع نازک از سنگ های کربناته با سنگ شناسی و بافت های متفاوت نشان داد که استیلولیت ها منجر به تغییرات بافتی متعددی در سنگ های کربناته می شوند. از جمله این تغییرات بافتی می توان به انحلال دانه ها، چرخش تلسکوپی دانه ها، جابجایی دانه ها، جابجایی استیلولیت ها نسبت به هم، جابجایی انواع رگه ها و رگچه ها، تاثیر استیلولیت برروی حاشیه دانه و تجمع مواد نامحلول در آن، تغییر رنگ و فرم استیلولیت ها اشاره نمود. گسترش تخلخل در طول استیلولیت ها اغلب به علت انقطاع در استرس و گسترش ترک های ورقه ای در اطراف استیلولیت ها، طی یک فاز کششی است. عبور سیالات از این فضاها می تواند موجب انحلال و گسترش بیش تر تخلخل گردد. مطالعات دقیق تر بر روی 50 نمونه از مقاطع نازک تحت میکروسکوپ نوع روبشی نشان داد که در مقیاس های بسیار ریز استیلولیت ها دارای تخلخل و نفوذپذیری می باشند که اغلب عمود بر سطح آن ها گسترش می یابند. استیلوموتل ها مجراها و مسیرهای بسیار مهمی برای عبور سیالات (آب و نفت) می باشند. این مجراها می توانند در طی دیاژنز تدفینی عمیق سیالات دیاژنزی (خصوصا سیالات دلومیت ساز) را از میان خود عبور دهند و ماهیت سنگ را تغییر داده و آن را دولومیتی کنند این پدیده باعث کاهش تخلخل می شود. شبکه استیلوموتل ها می توانند میزان تراوایی سنگ ها را نیز تغییر دهند به گونه ای که در رخساره های گل پشتیبان که تراوایی سنگ پایین می باشد این استیلوموتل ها می توانند مجراهایی برای عبور سیالات باشند.
کلید واژگان: استیلولیت, استیلوموتل, تخلخل, نفوذپذیری, سنگ های کربناته, تغییرات بافتی}The main aim of this study is the role of stylolites and stylomottlein the textural changes of carbonate rocks and also their role on permeability and microporosity in these rocks. For this aim, studing of 1500 thin sections of the rocks with different lithology and various textural characteristics showed that the textural changings in these rocks have been caused by stylolites. Dissolution and displacement of grains as telescopic rotation, displacement of the former stylolites and all kinds of veins, effect of stylolites on the grains rims, accumulation of insoluble matters, the changing in color and form of stylolites are all examples in this instance. The expansion of porosity along the stylolites is often due to the stress interruption and expansion of the sheet cracks around the stylolites during a tensile phase. The passage of fluids through these spaces can cause dissolution and further expansion of porosity. More detailed studies of 50 thin sections under a scanning microscope showed that on very small scales stylolites had porosity and permeability that often spread perpendicular to the surface. Stylolites are very important ducts and pathways for the passage of fluids (oil and gas). These ducts can pass diagenetic fluids (especially dolomitic fluids) through deep burial diagenesis, altering the nature of the rock and making it dolomite, this phenomenon reduces porosity. A network of stylomottlecan also change the permeability of the rock, so that in the mud supported facies where the permeability of the rock is low, these stylomottlecan be ducts for the passage of fluids.
Keywords: Stylolite, Stylomotel, porosity, permeability, carbonate rocks, Textural changes} -
شناسایی محدوده مخزن با استفاده از داده های لرزه ای اهمیت فراوانی برای افزایش تولید نفت و گاز در میادین هیدروکربنی دارد. در این پژوهش، از وارون سازی پیش از برانبارش به منظور بررسی نوع سیال و تغییرات خواص مخزنی (مقاومت صوتی، مقاومت برشی و تخلخل) در یکی از میادین نفتی ایران در سازندهای مخزنی غار- آسماری و جهرم استفاده و کیفیت مخزنی سازند غار- آسماری با توجه به تغییرات چگالی و مقاومت های تراکمی و برشی تعیین شد. همچنین از روش LithoSI جهت ارزیابی دقیق سنگ شناسی های احتمالی و کمک به تشخیص چینه شناسی و تفسیر بهتر مناطق حاوی سیال و شناسایی محدوده مخزنی در این میدان نفتی استفاده شد. نتایج وارون سازی لرزه ای پیش از برانبارش، کاهش چگالی و مقاومت های تراکمی و برشی را در ناحیه غار- آسماری نشان می دهد. از ناحیه غار- آسماری تا جهرم، چگالی و مقاومت های تراکمی و برشی افزایش یافته است. همچنین نتایج نمودارهای مقاومت صوتی برحسب مقاومت برشی براساس تغییرات تخلخل و تغییرات اشباع شدگی آب نشان می دهد در ناحیه غار- آسماری مقدار تخلخل، زیاد و اشباع شدگی از آب، کم است و از ناحیه غار- آسماری تا جهرم، مقدار اشباع شدگی آب افزایش و مقدار تخلخل کاهش پیدا کرده است. در روش LithoSI با استفاده از نمودارهای تقاطعی مقاومت صوتی برحسب نسبت سرعت موج تراکمی به سرعت موج برشی می توان نوع سیال در چاه را تشخیص داد. از آنجایی که مقاومت صوتی حاصل ضرب چگالی در سرعت صوت است، با افزایش تخلخل، چگالی و سرعت صوت کاهش می یابد. نتایج نشان می دهد که در سازند غار- آسماری مقدار تخلخل زیاد و مقاومت صوتی کم است. با انجام این روش در چاه و مقایسه آن با نتایج وارون سازی پیش از برانبارش، وجود نفت و گاز در سازند غار- آسماری اثبات شد.
کلید واژگان: وارون سازی پیش از برانبارش, تخلخل, مقاومت صوتی, مقاومت برشی, اشباع شدگی}The prestack seismic inversion converts seismic data to the physical properties of a rock such as sonic and shear impedance and density. It provides accurate information for predicting lithology changes and fluid types. In this paper, well logging data is used to construct synthetic seismogram. In the final stage, by transforming offset domain to angle domain and using the well information to the prestack seismic inversion, the extracted petro-physical parameters are discussed. The applied average wavelets of 7 wells in prestack inversion were in the angles of 5-9, 9-13, 13-17, 17-21 and 21-25 degrees. After wavelet extraction, low frequency acoustic impedance models and shear impedance and density were made as one of the inversion inputs. We built these, low frequency initial models using sonic log, shear impedance log and density log from well data.There are two techniques for doing the pre-stack seismic inversion: simultaneous and elastic inversion. These technics require wavelets and background model. Simultaneous pre-stacking inversion is defined by seismic trace angle, logarithms of P-impedance and S-impedance, and extracted wavelet but Elastic inversion uses a transformation of the Zeoppritz equationsIn other words, by performing the prestack inversion, the sonic and shear impedance and density are calculated using above mentioned equations. In this paper, prestack seismic inversion method was carried out in one of Iranian oil fields in Ghar-Asmari Reservoir and Jahrum Reservoir formations. The results showed that the presence of oil and gas in the Ghar-Asmari zone caused the reduction of the sonic and shear impedance and density. From Ghar-Asmari zone to Jahrum, the amount of the sonic and shear impedance and density increased. Also, the results of sonic impedance cross-plots versus the ratio of sonic-to-shear wave velocity were determined based on porosity variations and water saturation changes. In Ghar-Asmari zone, porosity is high and water saturation is low because of the presence of gas and oil in this section. From Ghar-Asmari zone to Jahrum, water saturation increases and porosity decreases. Hence, using simultaneous inversion, the hydrocarbon reservoir was identified.
Keywords: prestack seismic inversion, porosity, sonic impedance, shear impedance, Saturation} -
امروزه استفاده از دانش ریاضی و آمار در تجزیه، تحلیل و فرآیندهای محاسباتی دارای اهمیت بسزایی می باشد. اصول، مفاهیم و روش های ریاضی بصورت گسترده ای در نرم افزارهای مرتبط با صنعت نفت وارد شده است. زمین آمار، بر پایه علم ریاضی با بهره گیری از مفاهیم زمین شناسی توانسته است بر درک بهتر این علم کمک شایانی به مهندسین زمین شناسی و مخزن نماید. در این تحقیق، داده های تخلخل حاصل از نگارهای پتروفیزیکی نهشته های کربناته تبخیری سازند کنگان از 21 چاه، در یکی از میادین جنوبی ایران با 8 روش زمین آماری پیشنهاد شده در نرم افزارهای مهندسی نفت (Arithmetic mean, Harmonic mean, Geometric mean, RMS (Root Mean Squared), Minimum, Maximum, Mid-Point Pick, Random Pick) در محل سلول شبکه مخزن درشت نمایی و نتایج هر یک از روش ها مورد مطالعه و تحلیل قرار گرفت. برای بررسی روش های مختلف درشت نمایی داده های تخلخل، سه زون با بازه های متفاوت تخلخل بررسی شد. از مجموع 8 روش ارائه شده، انتخاب تصادفی با ضریب همبستگی 92 درصد بیشترین تطابق را نشان داد.
کلید واژگان: زمین آمار, درشت نمایی, تخلخل, سازند کنگان} -
نشریه علوم زمین، پیاپی 113 (پاییز 1398)، صص 57 -64
هدف اصلی در این مطالعه، بررسی امکان تخمین پارامتر شاخص منطقه جریانی در سنگ های کربناته با استفاده از ادغام مفهوم واحدهای جریان هیدرولیکی و مدلهای تراوایی تشدید مغناطیس هسته است. برای بررسی قابلیت تخمین شاخص منطقه جریانی با استفاده از روش تشدید مغناطیس هسته از دو مدل اصلی تراوایی تیمور- کوتز و T2 میانگین، با توجه به گستردگی استفاده از آنها در سرتاسر دنیا، استفاده شده است. یکی از مهمترین نکات در این مطالعه استفاده از نتایج آزمایش تشدید مغناطیس هسته در آزمایشگاه بر روی مغزه بوده که در ایران سابقه نداشته است. در این مطالعه 24 نمونه کربناته انتخاب و آزمایشات تخلخل، تراوایی و همچنین تشدید مغناطیس هسته بر روی آنها انجام شد. سپس با استفاده از نتایج آزمایشات تخلخل و تراوایی، شاخص منطقه جریانی مغزه تعیین و به عنوان شاخصی جهت ارزیابی دقت روش تشدید مغناطیس هسته در تخمین شاخص منطقه جریانی در نظر گرفته شد. با استفاده از پارامترهای به دست آمده از آزمایش تشدید مغناطیس هسته و مدلهای تراوایی تشدید مغناطیس هسته، مقدار شاخص منطقه جریانی تخمین و با مقدار شاخص منطقه جریانی مغزه مقایسه شد. با توجه به نتایج به دست آمده به نظر می رسد مدل های تراوایی تشدید مغناطیس هسته، با ضرایب معمول، توانایی مناسبی برای تخمین شاخص منطقه جریانی را ندارند و نیاز به اصلاح ضرایب با توجه به جنس سنگها وجود دارد.
کلید واژگان: تراوایی, تخلخل, تشدید مغناطیس هسته, مدل تراوایی تیمور- کوتز, مدل تراوایی T2 میانگین}The main aim of this study is to examine the feasibility of estimation of flow zone indicator in carbonate rocks by integration of hydraulic flow unit concept a nuclear magnetic resonance technology. The two main permeability models Timur-Cotes and mean T2 models, because of worldwide usage of these models, were used for evaluating the ability of nuclear magnetic resonance to estimate the flow zone indicator. One of the most important points in this study is the use of the experimental results of the nuclear magnetic resonance in laboratory on core that is never done in Iran. In this study, 24 carbonate samples were selected, and porosity, permeability and nuclear magnetic resonance experiments were performed. Then, using the results of the porosity and permeability tests, the flow zone indicator was determined and was considered as an index for evaluating the accuracy of the nuclear magnetic resonance method. Using the parameters obtained from the nuclear magnetic resonance test and nuclear magnetic resonance permeability models, flow zone indicator was estimated and compared with the core flow zone indicator. According to the results, it seems that the nuclear magnetic resonance permeability models, with the routine coefficients, do not have the proper ability to estimate the flow zone indicator, and it is necessary to correct the coefficients according to the lithology of rocks.
Keywords: Permeability, porosity, Nuclear magnetic resonance, Timur-Coates Permeability Model, Mean T2 Permeability Model}
- نتایج بر اساس تاریخ انتشار مرتب شده‌اند.
- کلیدواژه مورد نظر شما تنها در فیلد کلیدواژگان مقالات جستجو شده‌است. به منظور حذف نتایج غیر مرتبط، جستجو تنها در مقالات مجلاتی انجام شده که با مجله ماخذ هم موضوع هستند.
- در صورتی که می‌خواهید جستجو را در همه موضوعات و با شرایط دیگر تکرار کنید به صفحه جستجوی پیشرفته مجلات مراجعه کنید.
©2000-2024 magiran.com All Rights Reserved.