ماهنامه اکتشاف و تولید نفت و گاز
پیاپی 99 (اسفند 1391)

سال جدید فرصت مناسبی است برای تحول و تازه کردن عهدهای پیشین. در حقیقت گذر ایام و فرا رسیدن بهار طبیعت در هر سال، به مثابه گوشزدی است تا زمان را غنیمت شمرده و همگام بانو شدن طبیعت گامی در جهت تعالی اراده ها و جهت گیری های مناسب برداشته شود. نام گذاری هر سال توسط مقام معظم رهبری نیز در همین راستا صورت می پذیرد. بهره برداری حداکثری از طبیعت پیرامون جهت انسجام و تمرکز همه توان کشور بر اهداف عالب مدنظر از مهم ترین دلایل نام گذاری سال هاست.

محمد امین همت معاونت برنامه ریزی وزارت نفت بر اساس بندب ماده-129 قانون برنامه پنج ساله پنجم توسعه جمهوری اسلامی ایران (1390-1394) مصوب جلسه علنی مورخ 1389/10/15 مجلس شورای اسلامی و هم چنین در راستای اجرای مفاد ماده-3 قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت مصوب سال 1391، وزارت نفت موظف شده در راستای اعمال حق حاکمیت و مالکیت بر منابع نفت وگاز، با اتخاذ ضوابط تولید صیانتی، برای فعالیت های اکتشاف، توسعه، استخراج و تولید نفت و گاز توسط شرکت های تابعه آن وزارت و شرکت های صاحب صلاحیت پروانه بهره برداری (بدون حق مالکیت نسبت به نفت و گاز تولیدی) صادر کرده و براساس طرح مصوب، از نظر مقدار تولید و صیانت مخزن و معیارهای سلامتی-ایمنی و زیست محیطی بر عملیات اکتشاف، توسعه و تولید آن شرکت ها نظارت نماید. مسئولیت حسن اجرای این دستورالعمل بر عهده معاونت برنامه ریزی و نظارت بر منابع هیدروکربوری وزارت نفت (مدیریت کل اکتشاف، توسعه و تولید) است که طبق تکلیف بندالف ماده-129 قانون برنامه پنجم برای ایفای وظایف اعمال حق حاکمیت و مالکیت وزارت نفت بر منابع هیدروکربوری و سایر وظایف قانونی ایجاد شده است. این دستورالعمل برای شرکت ملی نفت ایران، شرکت های فرعی تابعه و سایر واحدهای ذیربط لازم الاجراست. در همین راستا در تاریخ 29 اسفند ماه سال 1391 (مصادف با سالگرد ملی شدن صنعت نفت)، معاونت برنامه ریزی و نظارت بر منابع هیدروکربوری وزارت نفت اقدام به صدور 29 فقره پروانه موقت تولید کرده است. شرایط اساسی این پروانه ها که در پشت فرم پروانه درج گردیده عبارتند از: مدت اعتبار این پروانه از تاریخ صدور شش ماه بوده و حداکثر تا شش ماه قابل تمدید است. پس از آن در صورت احراز شرایط، پروانه دائم صادر خواهد شد. پروانه موقت تولید و حقوق ناشی از آن، غیرقابل انتقال و ترهین بوده و قابلیت تعلیق، ابطال، اصلاح یا لغو پروانه به صورت جزئی و کلی به عهده وزارت نفت است. در مدت اجرای پروانه موقت تولید، مالکیت نفت و گاز موجود در میدان/مخزن، کلیه چاه ها و محصولات تولیدی آنها، متعلق به دولت و مالکیت تجهیزات به کار رفته در سر چاه و خطوط لوله جریانی، انتقالی و تاسیسات بهره برداری و فرآورشی و تزریق و پالایشگاه های گاز و کارخانجات گاز و گاز مایع متعلق به دارنده پروانه است. دارنده این پروانه موظف است در دوره اعتبار آن، نسبت به تکمیل اطلاعات و مستندات مربوطه مشتمل بر برنامه های کوتاه، میان و بلندمدت تولید صیانتی و تزریق، برنامه ازدیاد برداشت و نگهداشت تولید و برنامه های توسعه تکمیلی اعم از برنامه های جدید حفاری، بازسازی و نوسازی تاسیسات جهت اخذ پروانه دائم اقدام کند. در مدت اجرای پروانه موقت تولید، مسئولیت های دارنده پروانه و مقررات جاری صنعت نفت از جمله مقررات HSE، نظارت مقداری و سایر مقررات و موضوعات به قوت خود باقی هستند. معاونت برنامه ریزی و نظارت بر منابع هیدروکربوری وزارت نفت طبق قوانین و مقررات موضوعه صنعت نفت، بر اجرای فعالیت های موضوع پروانه توسط دارنده پروانه و عامل وی نظارت می کند. نظارت مقداری توسط اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی انجام می شود. پروانه های صادر شده در خصوص میادین شرکت نفت مناطق نفت خیز جنوب شامل: اهواز آسماری، اهواز بنگستان، بی بی حکیمه، گچساران، پازنان، رگ سفید، مارون، آغاجاری، کرنج، پارسی، هفتگل، مسجدسلیمان، قلعه نار، بینک، منصوری، منصورآباد، میادین شرکت نفت مناطق مرکزی ایران شامل: نفت شهر، دانان، دالپری و میادین شرکت نفت فلات قاره ایران شامل: سروش، هندیجان، بهرگانسر، اسفند، بلال، درود، سلمان، نوروز، ابوذر و فروزان صادر گردیده است. مطابق برنامه پنجم توسعه میادین فوق الذکر در حدود 75 درصد تولید نفت خام کشور را به عهده دارند. شرکت ملی نفت ایران پس از تهیه مدارک و مستندات لازم می تواند در خصوص اخذ پروانه های دائم میادین فوق اقدام نماید. هم چنین معاونت برنامه ریزی در مراحل بعد در خصوص صدور مجوزهای لازم در خصوص فعالیت های اکتشافی و توسعه ای و توسعه و تولید اقدام خواهد نمود. امید است این مهم گامی موثر در جهت پیشبرد اهداف و برنامه های متعالی صنعت نفت و شرکت ملی نفت ایران باشد.

امروزه تکنولوژی توانسته هزینه ها را کاهش داده و اشتیاق به سرمایه گذاری در اکتشاف و تولید نفت و گاز را در نقاط دوردست افزایش دهد که این روند کماکان ادامه خواهد یافت. مسلما دست یابی به تکنولوژی های جدید و تثبیت آنها به عنوان تاثیرگذارترین عامل در صنعت نفت، نیازمند انجام تحقیقات مناسب وهدفمند است. بی شک آنچه هم اکنون در مجموعه صنعت نفت به عنوان تکنولوژی در اختیار داریم حاصل تحقیقاتی است که مدت های طولانی در موارد مختلف انجام شده و اینک نتایج آن مورد استفاده قرار گرفته که همین نتایج راهگشای شرکت های مختلف نفتی است. به همین دلیل، امروزه شرکت های کوچک و بزرگ نفتی دنیا، هر یک به تناسب سهم خود از اقتصاد نفت و گاز، بخش های ویژه ای را به امر پژوهش و تحقیق اختصاص داده اند. بودجه ای که شرکت های نفتی بزرگ دنیا صرف امور تحقیقاتی می کنند، گواه بر اهمیت مقوله پژوهش و دست یابی به تکنولوژی های نوین توسط آنهاست. موثرترین عامل در فعالیت های پژوهشی ایجاد انگیزه درونی در افراد است که علاوه بر مسائلی مانند پول، شناخت و سایر عوامل بیرونی، با مواردی مثل ماهیت کار، اشتیاق افراد و رویارویی با مسایل چالشی ارتباط دارد. بر اساس مطالعات انجام شده در این زمینه، رویه کنترلی زیاد و انتقادات سرپرستان مانع انجام فعالیت های پژوهشی کارکنان در صنایع نفت و گاز می شود. مربوط به حوزه نفت و گاز ایران به عنوان عاملی موثر در انرژی جهانی، مباحثی جدی است که بر اساس آنها تصمیمات اساسی و سرنوشت سازی اتخاذ می شود. ازطرفی با توجه به تدوین سند چشم انداز20 ساله کشور و ترسیم جایگاه نخست ایران در عرصه های اقتصادی، علمی و فن آوری در سطح منطقه، صنعت نفت به عنوان راهبردی ترین صنعت در اقتصاد ایران، مهم ترین نقش را در زمینه تحقق چشم انداز ملی ایفا خواهد کرد. به طوری که می توان گفت توفیق صنعت نفت در این مهم به منزله موفقیت اقتصاد ایران است. بنابراین ضروری است اهمیت موضوع پژوهش در این بخش از اقتصاد کشور بیش از گذشته درک شود. اما متاسفانه درست در زمانی که تقویم تاریخ صنعت نفت ایران صدساله شده، تحقیق و پژوهش در حوزه این صنعت، بسیار جوانتر از خود صنعت نفت بوده و به نظر می رسد کشور ما هنوز در حال برداشتن گام های نخست در زمینه فعالیت های علمی در صنعت نفت است. هرکدام از اجزای اصلی فرآیند تحقیق و پژوهش با چالش هایی که می توانند بر روند فعالیت ها، به ویژه در اثربخشی و کارآیی این فرآیند موثر باشند روبرو هستند. شکل-1 نشانگر فرآیند تحقیق و پژوهش در صنعت نفت است. ورودی های واحدهای تحقیقاتی در صنعت نفت به شیوه های مختلفی برنامه ریزی می شوند: خط مشی و استراتژی تبیین شده از سوی معاونت پژوهش و فن آوری وزارت نفت برنامه های بلندمدت، اولویت ها و سیاست گذاری های پژوهشی برنامه ها، اعتبارات و اهداف کلان سازمان متبوع یا شرکت های تابعه (مدیریت پورتفولیو) پیشنهادها و نظرات شرکت در خصوص نیازهای پژوهشی (ایده پژوهشی) پیشنهادها و پروپوزال های پژوهشی مراکز دانشگاهی و تحقیقاتی تجارب حاصل از بازدیدهای صنعتی و آموزش های تخصصی و کارگاه های پژوهشی خروجی های فرآیند پژوهش نیز مشتمل بر موارد متنوعی است: نتایج و دستاوردهای پروژه های پژوهشی گسترش تعامل با دانشگاه ها و استفاده از توان علمی واحدهای پژوهشی جهت رفع مشکلات سازمانی جذب نخبگان علمی و صنعتی در قالب طرح ها و پروژه های پژوهشی توسعه دیدگاه آینده نگری سازمان و مدیریت صحیح منابع و امکانات عملیاتی کردن نتایج پژوهشی در قالب بسته اجرایی تشکیل کمیته های تخصصی پروژه ای به منظور پیگیری و اجرای نتایج پژوهشی در صنعت 1- آسیب شناسی پژوهش و فن آوری در صنعت نفت کشور پژوهش در صنعت نفت متناسب با تجربه و قدمت تاریخی این صنعت حرکت نکرده است. بخشی از دلایل این ناهماهنگی، عدم شناسایی مناسب مشکلات و ویژگی های پژوهش است. زمان بر و هزینه بر بودن، ریسک زیاد، کیفیت نامناسب و عدم تامین فاینانس و گارانتی های لازم از معضلات ذاتی نهفته در امر پژوهش است. از آنجاکه هر حرکت تحقیقاتی و پژوهشی درحین اجرا با موانع و مشکلاتی مواجه می شود، در این قسمت به معضلات یادشده اشاره می شود: الف) جدی نگرفتن نیاز به پژوهش و خلق فن آوری در صنعت نفت: متاسفانه همواره نیاز به فن آوری در صنعت نفت از طریق خریداری آن با پول نفت برطرف شده است. در برخی موارد نیز حتی دانش فنی تولید یک محصول چندین بار خریداری شده است. ب) وجود قوانین دست و پاگیر اداری برای پژوهش گران: ذهنیت اداری حاکم بر پژوهش در صنعت نفت باید ذهنیتی خلاق، سیال و آزاد باشد. ج) وابستگی پروژه های پژوهشی به سلیقه های مدیریتی و سیاسی: متاسفانه برخی از مدیران پژوهش را امری سوری پنداشته و اعتقادی به آن ندارند. نادیده گرفتن مقوله پژوهش در تصمیم گیری های انتقال تکنولوژی و سیاست گذاری های کلان سبب دیر به نتیجه رسیدن طرح ها و پروژه ها و عدم کارآیی مناسب آنها می شود. از دیگر ایرادات این وابستگی را می توان ناتمام ماندن کار پس از تغییر مدیران خواند. در برخی از موارد مشاهده شده که مدیران جدید، برنامه های مدیران قبلی را رها کرده و برنامه های تازه ای را آغاز می کنند که این موضوع سبب از دست رفتن زمان و هزینه شده و مانع به نتیجه رسیدن برنامه های جدید نیز می شود. از دیگر دلایل ناتمام ماندن پژوهش درصنعت نفت کشورمان دوری از گردونه رقابت، مشتری و بازار است. هم چنین اساس پژوهش بر کار گروهی استوار است که در کشور ما این امر نیازمند فرهنگ سازی وآموزش است. د) انتخاب سرفصل های مناسب و بروز برای تحقیق و پژوهش:. برای مثال فرض کنید قرار باشد فعالیتی تحقیقاتی روی یک تکنولوژی در صنعت نفت انجام شود که شاید همین تحقیق ده ها سال قبل در جای دیگری از دنیا انجام شده و مقالات آن به چاپ رسیده باشد. چنان چه حتی در این تحقیقات به دانش فنی تکنولوژی مدنظر نیز دست یابیم، به طور قطع مدت زمان زیادی صرف تحقیقات بنیادی، کاربردی، طراحی فرآیندها، تهیه اسناد مهندسی پایه و غیره خواهد شد که در همین مدت، تکنولوژی مذکور در دنیا بروز شده و ارتقاء پیدا کرده و بنابراین صنعت نفت ما با صرف زمان و هزینه فراوان، تنها به دانش فنی منسوخ شده ای دست یافته و تلاش های پژوهش گران کشور نیز به دلیل تکراری بودن، مورد استقبال مراکز بزرگ علمی و پژوهشی دنیا قرار نخواهد گرفت. ارتباطات بین المللی و استفاده از تجربیات شرکت ها و پژوهش گران خارجی از دیگر ابزار دست یابی به یک فن آوری نوین است. در حال حاضر پژوهش گران در این زمینه با محدویت های مالی و اقتصادی و سازمانی دست به گریبانند. در حالی که داشتن ارتباطات بین المللی از راه های تسریع در دست یابی به فن آوری محاسبه می شود. 2- پیشنهادهایی جهت بهبود وضعیت پژوهش در صنعت نفت با توجه به کمبودها و مشکلاتی که درصنعت نفت کشور وجود دارد، باید به تحقیقاتی که در این صنعت کاربرد بیشتری دارند اولویت داد. بنابراین وزارت نفت و مراکز پژوهشی وابسته به آن باید سرمایه گذاری خود را به سمت گسترش تحقیقات کاربردی سوق دهند. به عبارت دیگر جهت گیری سرمایه گذاری ها باید به سوی تحقیقاتی باشد که در ایجاد ارزش افزوده یا افزایش تولید و بهبود کیفیت محصولات تولیدی موثرند. اگرچه شرکت پژوهش گران و اساتید ایرانی در سمینارها وکنفرانس های مربوط به نفت وگاز و ارائه مقاله توسط آنها، نسبت به سال های گذشته رشد چشم گیری داشته، اما اینکه پژوهش های انجام شده، مقالات مربوطه و اسناد علمی تا چه اندازه در تولید تکنولوژی موثر بوده اند نیاز به بررسی وتامل بیشتری دارد. حمایت از دانشگاه ها جهت ورود به حیطه پژوهش و تحقیق در بخش های مختلف صنعت نفت، ایجاد پارک های فن آوری با هدف حمایت از فعالیت های پژوهشی و توسعه فن آوری و افزایش بودجه مربوط به فعالیت های پژوهشی در حوزه بالادستی نفت، از جمله عوامل موثر جهت بهبود فعالیت های پژوهشی در صنعت نفت است. نتیجه گیری طبق سند چشم انداز کشور تا سال 1404 خورشیدی باید میزان 501 میلیارد دلار در صنعت نفت سرمایه گذاری شود. لذا از آنجاکه صنعت نفت صنعتی چند بخشی است، به طور قطع این میزان سرمایه گذاری بدون انجام فعالیت های پژوهشی و تحقیقاتی غیرممکن خواهد بود. کشور ما نیز چنان چه خواهان توسعه مناسب نفت و گاز، کسب ارزش افزوده حداکثری و تبدیل مزیت نسبی در منابع انرژی به مزیت رقابتی (توان مندی تکنولوژیکی) است، تنها با تدوین برنامه های صحیح برای تحقیق و توسعه و پژوهش در زمینه نفت، گاز و پتروشیمی به این مهم دست خواهد یافت. با تحقق این برنامه هاست که ایران می تواند تهدیدات حاصل از کاهش منابع اولیه انرژی در سال های آتی را به فرصت هایی برای توسعه مبدل سازد. در این راستا صنعت نفت به افرادی نیاز دارد که روی مسائلی فراتر از حل مشکلات سیستم های موجود تمرکز و تفکر کنند. افرادی که خوب ببینند، مطالعه کنند، تغییر و تحولاتی که هرروزه در دنیا انجام می شود را بررسی کنند، تکنولوژی ها و فرآیندهای متنوع و جدید را بشناسند و موارد بهینه ای را که با شرایط کشور مطابقت دارند انتخاب کرده و مزایا و معایب آنها را گزارش نمایند. به طور حتم عامل اصلی موفقیت در این حوزه، توجه به نیروهای متخصص و ماهر، نگهداری و تربیت صحیح و هم چنین دلگرم نگه داشتن آنهاست. هزینه های انجام شده در پژوهش نوعی سرمایه گذاری است؛ چرا که در آینده دستاوردی چندین برابری به همراه خواهد داشت. مسلما بزرگترین بزرگداشت یکصدسالگی صنعتی که قصد دارد رفاه عمومی ورونق اقتصادی مردم را تضمین کند همانا ایجاد زمینه های شکوفایی روزافزون آن صنعت است.

طی سال های گذشته در بخش پژوهش و فن آوری صنعت نفت تحولات متعددی اتفاق افتاده است؛ تدوین و ابلاغ نظام نامه جدید پژوهش، فن آوری و نوآوری وزارت نفت، اولویت بندی و انجام طرح های پژوهشی، تشکیل شورای انتقال فن آوری، شورای عالی افزایش توان داخل، تجاری سازی فن آوری، از ایده تا بازار، کنسرسیوم ازدیاد برداشت و... اما با دیدن این اتفاقات سوالی به ذهن متبادر می شود: آیا در نظام مدیریت پژوهش و فن آوری به الزامات متفاوت بخش تحقیقات و چرخه عمر فن آوری توجه دقیقی صورت می گیرد؟ توضیح آنکه فن آوری (تکنولوژی) را می توان به معنای مجموعه دانش ها، فرآیندها، ابزارها، روش ها و سیستم های به کار رفته در ساخت محصولات و ارائه خدمات جهت ایجاد ارزش افزوده تعریف کرد. به عبارت دیگر فن آوری عنصری از سیستم تولیدی و دانشی است که برای ساخت کالاها، ارائه خدمات و بهبود نحوه استفاده از منابع محدود و باارزش استفاده می شود. فارغ از نحوه به کارگیری، فن آوری نتیجه و پیامد تحقیقات، توسعه دانش و فعالیت تحقیق و توسعه است. فعالیت تحقیق و توسعه یعنی کاربردی کردن علوم پایه از طریق تبدیل دانش علمی به دانش فنی جهت انجام وظایف عملی و فنی. بنابراین موفقیت کشور در رشد و پیشرفت صنعتی وابسته به موفقیت در زمینه فعالیت های تحقیق و توسعه است. صنعت نفت نیز به عنوان یکی از زیربخش های اساسی اقتصاد کشور از این بحث مستثنی نیست. هر فن آوری دارای چرخه عمری است که به صورت یک منحنی ترسیم می شود و شامل دوره های تحقیق و توسعه (علم پایه و کاربردی)، رشد (تجاری سازی)، بلوغ (نفوذ و توسعه بازار) و درنهایت دوره افول است. فن آوری تولید شده (اعم از دانش، فرآیند، محصول، روش و سیستم) در دوره بلوغ خود به کاربرد حداکثری در بازار رسیده و پس از آن منحنی جهت نزولی در پیش گرفته و کاربرد آن کاهش می یابد که این قسمت مرحله افول فن آوری نامیده می شود. به علاوه در تولید فن آوری، چهار مولفه اساسی نقش دارند که کلیه عملیات سازماندهی و مدیریت برای اداره نهادهای درگیر در فعالیت تکنولوژیکی در محدوده آنها قرار می گیرند: الف) سخت افزار: شامل ابزار، ماشین آلات و تجهیزات سخت افزاری ب) انسان افزار: تجربیات، مهارت ها، دانش و خلاقیت متبلور در مدیران، مهندسان، تکنسین ها، کارگران و... ج) اطلاع افزار: اطلاعات، اسناد و مدارک گوناگون جهت کاربرد در تولید فن آوری؛ شامل رویه ها، نظریات، شرح فرآیندها، دستورالعمل ها و مجموعه نرم افزارها د) سازمان افزار: فن آوری تجسم یافته در نهادها؛ شامل ساختارها، دانشگاه ها، پژوهشگاه ها، شرکت های دانش بنیان، کارگاه ها، کارخانه ها و آزمایشگاه ها و... البته از نگاه دیگر، مولفه نخست سخت افزار و سه مولفه بعدی نرم افزار نامیده شده اند. در فعالیت های پژوهش و فن آوری صنعت نفت، داشتن دیدگاه صحیح،توجه به مولفه های اساسی فوق و چرخه عمر فن آوری حیاتی بوده و کلیات مدیریت فن آوری باید به تمامی مدیران، کارشناسان و فعالان این بخش آموزش داده شود. با دقت در چرخه عمر فن آوری و مولفه های اساسی آن می توان به ریشه نگاه ویژه مدیران عملیاتی و میانی صنعت نفت به فن آوری به عنوان یک فعالیت جنبی پی برد. در فعالیت روزمره و عملیاتی، فن آوری بلوغ یافته (اعم از دانش ها، فرآیندها، خدمات، کالاها و تجهیزات و سیستم ها) استفاده می شوند. اما بخش تحقیق و توسعه در مراحل ابتدایی چرخه عمر فن آوری است؛ در حالی که مدیران عملیاتی در شرایط تحریم به دنبال تهیه کالاها و تجهیزات جاری مورد نیاز هستند، تحقیق و توسعه در کوتاه مدت عملا مشکلات روزمره و جاری بخش عملیات را حل نمی کند. حل مشکلات جاری بخش های عملیاتی منوط به بومی سازی ساخت کالاها و تجهیزات (دارای فن آوری بلوغ یافته) است که به طور عمده از طریق مهندسی معکوس و در کارخانه ها صورت می گیرد؛ بومی سازی یک فعالیت هزینه بر، سنگین و عملیاتی است و به احتمال زیاد در میان مدت پس از تولید، فن آوری مدنظر شروع به افول خواهد کرد و فن آوری های جدید جای آن را خواهد گرفت. فعالیت بومی سازی نیازمند ساختار، اختیارات، مقررات و دستورالعمل ها، بودجه و مدیریت مجزای از فعالیت تحقیق و توسعه است. زیرا مولفه های «بومی سازی یک فن آوری بالغ» شامل سخت افزار، انسان افزار، اطلاع افزار و سازمان افزار کاملا متفاوت از مولفه های توسعه فن آوری است. در حال حاضر سازمان های عملیاتی بر اساس دیدگاهی نامناسب از چرخه عمر و مولفه های فن آوری برای برآورده کردن نیازهای جاری خود در زمینه کالاها و تجهیزات به دانشگاه ها (مرکز علوم پایه و بنیانی) و پژوهشگاه ها (مرکز علوم کاربردی) روی آورده اند و با این روش بدیهی است که نتیجه ای نگرفته و از زمینه تحقیق و توسعه روی گردان می شوند. حتی در صورت انجام فعالیت تحقیق و توسعه و خلق یک فن آوری جدید (نظیر دانش، فرآیند، خدمات، کالا، تجهیزات و سیستم جدید)، به علت تفاوت ماهوی، فن آوری جدید قابل نفوذ و انتشار در محیط عملیاتی نبوده و در مدیریت پژوهش و فن آوری بایگانی می گردد؛ چراکه فن آوری مورد نیاز محیط عملیاتی به کالا و تجهیزات جاری منحصر شده و تنها شرکت های دانش بنیان و کارخانه های ساخت توان تولید این گونه فن آوری را خواهند داشت. با این دیدگاه، اعتبارات محدود اختصاص یافته به تحقیق و توسعه، در اختیار مدیران عملیاتی قرار می گیرد. حال آنکه نیازی به خروجی فعالیت پژوهش و فن آوری ندارند. پژوهش و توسعه یک فعالیت دانش محور متعلق به آینده سازمان بوده و باید اعتبارات آن در ساختار و سازمان واحدی (برای مثال پژوهش و فن آوری شرکت های اصلی) بر نیازها و اولویت های فن آورانه آتی سازمان متمرکز شود. بنابراین توزیع اختیارات و اعتبارات محدود پژوهش در بخش های گسترده و مختلف سازمان (شرکت های فرعی) بر مبنای دیدگاهی نادرست منجربه نتیجه ای در حوزه تحقیق و توسعه نخواهد شد. هم چنین زیرساخت سازمانی، ساختاری، مقرراتی، انسانی و اعتباراتی (یا همان مولفه های اصلی مدیریت پژوهش و فن آوری) بخش تحقیق و توسعه کاملا متفاوت از بخش عملیاتی، اجرای پروژه ها و یا ساخت داخل بوده و این بخش ها را نمی توان به طور یکسان و مشابه مدیریت و اداره کرد. به عنوان مثال زمان بندی، مقررات و پرداخت اعتبارات اجرای یک طرح پژوهشی کاملا متفاوت از اجرای یک پروژه اجرایی است. حاصل آنکه در نظام پژوهش، فن آوری و نوآوری وزارت نفت نیازمند نگاه دقیق تر و صحیح تری به فن آوری و توسعه همه بخش های مورد نیاز تحقیق و توسعه شامل انسان افزار، اطلاع افزار و سازمان افزار (به صورت متمرکز) هستیم و با توجه به الزامات تحقیق و توسعه، این بخش باید از سایر بخش های سازمانی مجزا درنظر گرفته شود. جمع بندی و نتیجه گیری در نظام پژوهش، فن آوری و نوآوری وزارت نفت، نگاه دقیق تر و صحیح تر به فن آوری (مولفه های اساسی و چرخه عمر فن آوری) حیاتی بوده و کلیات مدیریت فن آوری باید به تمامی مدیران و کارشناسان و فعالان این بخش آموزش داده شود. در نظام پژوهش، فن آوری و نوآوری وزارت نفت نیازمند توسعه همه بخش های مورد نیاز تحقیق و توسعه شامل انسان افزار، اطلاع افزار و سازمان افزار هستیم. از آنجا که فعالیت تحقیق و توسعه، نیازمند الزامات سازمانی، ساختاری، مقرراتی، انسانی و اعتباراتی ویژه ای است، این بخش باید مجزا و کاملا متفاوت از بخش عملیاتی، اجرای پروژه ها یا ساخت داخل دیده شده و ساختار، اختیارات، مقررات، دستورالعمل ها و اعتبارات مورد نیاز در اختیار آن قرار داده شود. فعالیت بومی سازی کالاها و تجهیزات جاری، نیازمند ساختار، اختیارات، مقررات و دستورالعمل، بودجه و مدیریت مجزای از فعالیت تحقیق و توسعه است. در وضعیت کنونی، هزینه کردن جزئی اعتبارات، منجر به نتیجه مدنظر تحقیق و توسعه نشده و اختیارات و اعتبارات پژوهش و توسعه مرتبط با مقولات دانش محور و متعلق به آینده سازمان باید در ساختار و سازمان واحد (پژوهش و فن آوری شرکت های اصلی) متمرکز شده و به نیازها و اولویت های فن آورانه آتی سازمان بپردازد.

بر اساس آخرین برآوردهای آژانس بین المللی انرژی تقاضای جهانی انرژی از حدود 250 میلیون بشکه معادل نفت خام در سال 2010 به بیش از 350 میلیون بشکه معادل نفت خام در سال 2035 افزایش خواهد یافت. در این میان، نفت خام و سایر انرژی های فسیلی مثل گاز طبیعی و زغال سنگ با سهم 85 درصدی مهم ترین نقش را در تامین نیاز آتی انرژی جهان بر عهده خواهند داشت. پر واضح است که با افزایش نیاز جهانی به انرژی های فسیلی، نقش ایران به عنوان بزرگ ترین دارنده ذخایر متعارف نفت و گاز جهان تعیین کننده خواهد بود. این موضوع در شرایطی است که استمرار و افزایش تولید از مخازن عظیم کشور که بعضا در نیمه دوم عمر تولیدی خود قرار دارند، نیازمند اجرای طرح های بهبود یا افزایش برداشت (IOR/EOR) نفت خام و گازطبیعی است. بر این اساس در خصوص انجام مطالعات جامع در کلیه مخازن کشور جهت شناخت مخازن از دیدگاه خواص استاتیک، مکانیزم های تولیدی، چالش های بهره برداری و در نهایت مدیریت مخزن در راستای افزایش تولید صیانتی، برنامه ریزی هایی در شرکت ملی نفت ایران در حال انجام است. چگونگی استفاده از روش های جدید برنامه ریزی و پایش و بهبود روش های تولید از مواردی است که بیش از پیش مورد توجه مسئولین امر در بخش های عملیاتی و نیز ستادی وزارت نفت قرار گرفته است. در همین راستا و به منظور اجرای ماده- 130 قانون برنامه پنج ساله پنجم توسعه کشور جهت افزایش یک درصدی ضریب بازیافت از مخازن، برنامه جامع صیانتی و ازدیاد برداشت شرکت ملی نفت نیز تهیه شده است. کاربرد روش های ثالثیه تولید از مخازن موسوم به روش های ازدیاد برداشت، به منظور افزایش ضریب بازیافت هیدروکربور از مخازن تحت الارضی موضوعی است که به دهه 60 میلادی باز می گردد. امروزه نمونه طرح های موفق تجاری در استفاده از روش های متعدد حرارتی، تزریق مواد شیمیایی، تزریق امتزاجی گازهای هیدروکربوری و غیر هیدروکربوری به سهولت یافت می شود و در برخی موارد جزئیات اجرا و چالش های پیش روی اجرای این گونه طرح ها نیز در مقالات، کتب و سمینارهای مهندسی نفت ارائه شده است. نکته مثبت در این خصوص آنست که در شرکت ملی نفت ایران آگاهی مناسبی از ماهیت، پس زمینه های علمی و بعضا مراحل اجرایی برخی روش ها وجود دارد. آنچه شرکت ملی نفت تاکنون کمتر از آن بهره برده، تجربیات مورد نیاز برای اجرای موفق طرح های ازدیاد برداشت است. هم چنین در نحوه نگرش به امر ازدیاد برداشت، ضرورت آن، تقسیم مسئولیت ها در بخش های عملیاتی و ستادی، اولویت بندی اجرا و پژوهش، پرهیز از موازی کاری و در یک کلام مدیریت کلان این موضوع نکاتی وجود دارد که در ادامه به اجمال به آنها خواهیم پرداخت. 1- رویکرد متولیان امر به مقوله ازدیاد برداشت افت تولید مخازن که به واسطه کاهش انرژی (فشار) مخزن، مشکلات تولیدی ناشی از میان شکن گاز و آب در چاه ها و بسیاری موارد دیگر رخ می دهد، امری اجتناب ناپذیر است که با استمرار تولید از مخازن اتفاق خواهد افتاد و زمان آن بسته به ماهیت سیال، سنگ، شرایط فشار و دمای مخزن، مکانیزم های حاکم بر تولید و هم چنین مدیریت تولید از مخزن متفاوت خواهد بود. مخازن ایران به خصوص به واسطه ماهیت سنگشان که عمدتا از نوع کربناته شکاف دار است، از پیچیده ترین انواع مخازن دنیا به شمار می روند. خصوصیات پتروفیزیکی مربوط به قابلیت ذخیره سازی (تخلخل) و انتقال سیال (تراوایی) در این سنگ ها در کنار محیط دوگانه ماتریس و شکاف، تولید بهینه از این مخازن را به هنری ویژه در مهندسی مخزن تبدیل کرده است. از این جهت به جرات می توان گفت تجربیات با ارزش و فراوانی در شرکت ملی نفت ایران در خصوص نحوه تولید از این مخازن طی سال های متمادی به دست آمده است. از مدت ها پیش نیز روش های بهبود برداشت (IOR) در قالب روش های تولید اولیه (فرازآوری های مصنوعی، حفر چاه های اضافی) و ثانویه (تزریق گاز یا آب) در مخازن اعمال شده و تولید اضافی1 قابل توجهی نیز از این طریق حاصل گردیده است. با وجود موفقیت های حاصل از کاربرد روش های تولید ثانویه در حفظ یا افزایش سقف تولید از مخازن کشور، تعداد معدودی از متخصصان صنعت نفت معتقدند که ماهیت مخازن کربناته ایران به گونه ای است که ضریب بازیافت از این مخازن به طور کلی پایین بوده و لذا در حقیقت ضرایب بازیافت کنونی حداکثر میزان قابل برداشت از این مخازن است. شاهد ادعای ایشان نیز مثال هایی از مخازن کربناته شکاف دار دنیا با ضرایب بازیافت پایین است و به این دلیل در بخش های فنی یا مدیریتی شرکت های تابعه در خصوص قبول مسئولیت افزایش ضرایب بازیافت بعضا مقاومت هایی مشاهده می گردد. در این خصوص باید اشاره کرد که تجربه تولید از مخازن مختلف از جمله مخازن شکاف دار در عربستان و آمریکای جنوبی مثل میدان کانترال برزیل (با ضریب بازیافت 54 درصد) نشان می دهد که مسئله افزایش ضریب بازیافت مخازن کربناته شکاف دار تا حدود بالای 50 درصد نه تنها موضوع غیرممکنی نیست بلکه نمونه های عملی آن نیز در دنیا وجود دارد. ضمن اینکه ضریب بازیافت میدان گچساران نیز به نسبت زیاد (در حدود 50 درصد) است. اما به نظر می رسد مقاومت هایی که بعضا در شرکت های بهره بردار در خصوص امکان افزایش ضریب بازیافت وجود دارد بیشتر ناظر به مسائل مدیریتی است، نه عوامل فنی. به عنوان نمونه در بسیاری موارد ابزار لازم برای اجرای طرح های بهبود یا ازدیاد برداشت برای شرکت های بهره بردار فراهم نیست؛ از مقدار گاز مورد نیاز برای تزریق گرفته تا تعداد دکل حفاری کافی برای حفر چاه های جدید یا تعمیر چاه های قدیمی و بودجه مورد نیاز برای توسعه و نوسازی تاسیسات بهره برداری و توسعه مخازن با در نظر گرفتن شرایط خاص هر مورد. از سوی دیگر به نظر می رسد مدیریت ناظر بر عملکرد شرکت ها نیز نیازمند تجدید در نگرش، ساختار و جدیت در پیگیری کارهاست. در شرکت های معتبر و موفق دنیا همواره جدالی تمام نشدنی بین بخش عملیاتی سازمان (مسئول انجام کار) و بخش مدیریتی سازمان (مسئول رفع موانع بودجه ای و درخواست نتیجه از بخش فنی) وجود دارد. پر واضح است که شرکت بهره بردار نسبت به میزان تعهدات تولیدی محتاط است تا بتواند از عهده پاسخگویی بخش های مدیریتی سازمان برآید. در نتیجه تنها تعامل سازنده بین این دو بخش است که می تواند سبب دست یابی به توافق بین بخش های فنی و برنامه ریزی به منظور همکاری در اجرای طرح های ازدیاد برداشت گردد. در این صورت است که هیچ یک از بخش ها خود را به تنهایی مسئول پاسخ گویی نخواهد دید و لذا تلاش ها بر همکاری در جهت فهم مشکلات و برطرف نمودن آنها هدایت خواهد شد. خوشبختانه با تشکیل دبیرخانه تخصصی ازدیاد برداشت در شرکت ملی نفت گام های ابتدایی در این خصوص برداشته شده است. 2- مسئول و متولی ازدیاد برداشت به منظور اجرای یک پروژه ازدیاد برداشت باید ابعاد مختلف آن بررسی شود. بعد فنی که شامل انجام مطالعات مقدماتی و اجرای روش های غربال گری بر روی مخازن و انتخاب روش های محتمل، انجام آزمایش ها در مقیاس آزمایشگاهی توسط موسسات پژوهشی/دانشگاهی، انجام مطالعات شبیه سازی و اجرای سناریوهای مختلف، بررسی اقتصادی طرح، طراحی و اجرا در مقیاس پایلوت، پایش نتایج و در صورت نیاز تصحیح آن و در نهایت اجرای طرح در مقیاس میدانی، پایش و بهینه سازی آن می باشد. باید توجه داشت که زمان زیادی است که فعالیت های مربوط به ازدیاد برداشت در مقیاس مطالعات کتابخانه ای و آزمایشگاهی در قالب طرح های پژوهشی شرکت ها توسط مراکز پژوهشی و دانشگاه ها به انجام رسیده و یافته هایی نیز حاصل شده است. ولی این نتایج هیچ گاه در مقیاس میدانی عملی نشده است. اما علت چیست؟ با نگاهی به روش کار در شرکت های بزرگ نفتی جهان به سهولت در می یابیم که همواره طرح های توسعه و تولید از جمله طرح های ازدیاد برداشت، در بخش های مهندسی و اجرایی شرکت ها تعریف و اجرا می شوند. بخش های پژوهشی همواره به عنوان بازوی علمی و به منظور رفع یک ابهام و یا بهینه کردن کار در جایی که لازم است در کنار بدنه فنی سازمان به شکل موضعی فراخوانده شده و انجام وظیفه می نمایند. بخش های اجرایی به نوبه خود پاسخ گوی کمیته های فنی-مدیریتی متشکل از مدیران فنی2 و مدیران عامل3 خواهند بود تا معضلات مالی و علل عدم پیشرفت کار بررسی و رفع گردند. این در حالی است که در کشورمان همواره ازدیاد برداشت تنها در بخش پژوهش دیده شده و می توان گفت گامی در جهت اجرایی شدن این پژوهش ها در شرکت ها برداشته نشده است. همین نوع تقسیم بندی وظایف در بخش های پژوهشی و اجرایی سبب شده تا کارهای پژوهشی عملا و در بعد اجرایی نتیجه در خوری نداشته باشد. مدت زمان کوتاهی است که خوشبختانه با درک لزوم تغییر در این نحوه اولویت بندی زیرمجموعه هایی در بدنه فنی شرکت های بهره بردار با عنوان بخش ازدیاد برداشت تشکیل شده و یا در حال تشکیل است. هم چنین دبیرخانه ای در شرکت ملی نفت تشکیل گردیده که با همکاری نزدیک کلیه شرکت ها و مدیریت های تولیدی تابعه شرکت ملی نفت و سایر ارگان های وزارتی در بخش های برنامه ریزی و پژوهش و با نگرش پیش گیری از تشکیل کمیته های مختلف و پرهیز از موازی کاری، در بخش اجرای طرح های ازدیاد برداشت به انجام وظایف محوله خواهد پرداخت. 3- از کجا باید شروع کرد؟ مدت زمان بسیار طولانی است که فرآیند اجرای تولید صیانتی و نیز توسعه روش های بهبود برداشت از مخازن چه در قالب روش های چاه محور و چه در قالب روش های بازیافت ثانویه در شرکت ها عملی شده و نتایج مثبت آنها مشخص گردیده است. ولی در خصوص روش های ازدیادبرداشت (روش های ثالثیه) هنوز در مراحل ابتدایی قرار داریم. قدم های مثبتی مثل شروع طرح های تزریق امتزاجی در میدان رامشیر، تزریق دی اکسیدکربن در میدان رامین و طرح تزریق مواد فعال سطحی در میدان اسفند در فلات قاره همگی نویدگر برداشتن گام های عملی در زمینه ازدیادبرداشت در کشور است. این روش ها و میادین بر اساس غربال گری های انجام شده در شرکت های بهره بردار انتخاب شده اند. 4- غربال گری روش های ازدیاد برداشت انتخاب روش یا روش های مناسب ازدیاد برداشت در یک مخزن خاص بسته به شرایط مختلف آن مخزن را در اصطلاح غربال گری می نامند. از میان روش های پیشنهاد شده بررسی مجددی بر اساس معیارهای فنی صورت گرفته و به وسیله بهینه سازی روشی که بیشترین ضریب بازیافت را دارد (روشی که اقتصاد مناسب تری دارد، روشی که زودتر به نتیجه می رسد، روشی که در کشور قابلیت اجرا دارد و...) انتخاب می شود. در جدول- 1 نمونه ای از معیارهای انتخاب روش های ازدیاد برداشت بر اساس معیارهای فنی ارائه شده است. به نظر می رسد که با توجه به شرایط مخازن ایران از نظر نوع سنگ، متوسط خواص پتروفیزیکی، عمق، دما و فشار مخزن، وجود کلاهک گازی، قدرت آبده مخزن، شاخص سنگینی نفت، میزان شوری آب سازند و غیره در برهه کنونی مناسب ترین روش های ازدیاد برداشت استفاده از تزریق امتزاجی گازهای هیدروکربوری، دی اکسیدکربن و در مرحله بعد تزریق پلیمر در مخازن تحت تزریق آب باشند. در واقع در این مرحله از کار تنها باید روش هایی که در دنیا بازده مناسب داشته اند و مثال های موفق تجاری از آنها در دنیا موجود است را دنبال کرد. هم چنین با توجه به هزینه فراوان مواد شیمیایی، تاسیسات و تجهیزات اجرا شامل سیستم های کنترلی، چاه های افقی، سیستم های هوشمند و غیره ضروری است هزینه به ازای هر بشکه تولیدی برآورد شده و اقتصاد طرح بر اساس آن سنجیده شود. امکان تهیه مواد و تجهیزات لازم اجرای طرح در دوره طولانی اجرای طرح های مختلف نیز موضوعی است که اجرای طرح های ازدیاد برداشت را با چالش های جدی روبرو می کند. بر این اساس لازم است طرح های پژوهشی ساخت مواد شیمیایی مثل مواد فعال سطحی، پلیمرهای قابل استفاده در شرایط دما، فشار و شوری آب سازند در مخازن کشور، ساخت آلیاژهای مناسب با قابلیت ضد خوردگی زیاد و موارد مشابه نیز به موازات تعریف و انجام گردند. جمع بندی و نتیجه گیری امروزه بیش از هر زمان دیگری ضرورت اجرای روش های ازدیاد برداشت در کشور احساس می شود. بر این اساس ضروری است ضمن همکاری بخش های مختلف عملیاتی و ستادی در بدنه شرکت ملی نفت گامی جدی در راستای اجرایی کردن این روش ها برداشته شود. انتخاب نگرش اجرایی (در مقابل نگرش پژوهشی) می تواند اولین قدم در این زمینه باشد. غربال گری روش های مختلف برای تعدادی از میادین در شروع کار، بررسی اقتصادی طرح ها و امکان فراهم کردن مواد و تجهیزات لازم نیز باید به صورت هم زمان صورت پذیرد. برنامه ریزی ها نیز باید در دو بخش میان مدت و طولانی مدت انجام شود. مرکزیت کار نیز باید در تعامل بین شرکت های بهره بردار و ستاد شرکت نفت قرار گرفته و پیگیری منظم و جدی کار طی جلسات مداوم مد نظر قرار گیرد. در این راستا باید راهکارهای انتخاب، استفاده بهینه و مدیریت کار پیمانکاران اجرایی، مشاوران مطالعاتی و موسسات دانشگاهی و پژوهشی صرفا جهت انجام یا حل معضلاتی که صنعت با آنها مواجه می شود، تدوین گردد. ضمن اینکه ثبات تصمیمات مدیریتی در اجرای کار و قبول ماهیت این طرح ها از دیدگاه هزینه تولید به ازای یک بشکه تولیدی نیز باید مورد توجه قرار گیرد.

به دلیل نفوذپذیری کم برخی سازندها و پایین بودن هدایت پذیری شبکه شکاف های طبیعی، به کارگیری عملیات شکاف هیدرولیکی به عنوان روشی برای انگیزش بسیار ضروری و مهم تلقی می شود. به دلیل حضور شکاف های طبیعی با نفوذپدیری و جهت گیری های متفاوت، اجرای این عملیات در مخازن شکاف دار، پیچیده است. بدین منظور دو روش عددی برای شبیه سازی عملیات شکاف هیدرولیکی در مخازن شکاف دار ارائه می شود. در این مطالعه با استفاده از روش تفاضل محدود2، چگونگی توزیع تنش های القایی در اطراف چاه، به منظور تعیین جهتی که شکاف هیدرولیکی در آن راستا تشکیل می شود، شبیه سازی شده است. بعد از تعیین جهت تشکیل شکاف هیدرولیکی، به کمک روش المان مجزا3، عملیات شکاف هیدرولیکی در داخل مخزن شکاف دار با طول های مختلف شبیه سازی می شود و در هر طول، میزان نرخ تولیدی بررسی می گردد. مکش معکوس که پارامتر مهمی است و در عملیات شکاف هیدرولیکی سبب کاهش میزان تولید خواهدشد، در این شبیه سازی مورد مطالعه قرار می گیرد. در هر طول از شکاف هیدرولیکی، میزان نرخ تولید اندازه گیری شده و در خصوص علل تغییرات نرخ ورودی به چاه براساس شکاف های طبیعی قطع شده توسط شکاف هیدرولیکی و القائگی شکاف4بحث می شود. در نهایت مشاهده می شود که بهینه ترین وضعیت شکاف هیدرولیکی زمانی خواهد بود که شکاف هیدرولیکی ایجاد شده بتواند شکاف های طبیعی با جریان های اصلی و بزرگ را به یکدیگر ارتباط داده و در نهایت به چاه متصل کند.

جهت بررسی عملکرد پلیمر بر خروج نفت باقیمانده در مسیرهای بسته(بن بست ها)، نمونه میکرومدل شیشه ای با حفره هایی به ابعاد مختلف ساخته شد. سیلاب زنی پلیمرهای مختلف در سرعت تزریق ثابت انجام شد. نتایج به دست آمده در جریان آزمایش های سیلاب زنی آبی و محلول های پلیمری نشان می دهد که با افزایش گرانروی3 سیال تزریقی، بازیافت نفت به طور قابل ملاحظه ای افزایش می یابد که این امر می تواند به افزایش تنش برشی و هم چنین افزایش فشار حفره نسبت داده شود. نتایج ارائه شده هم چنین نشان دهنده جاروب بیشتر نفت از مسیرهای بسته در اثر افزایش درصد هیدرولیز و سولفونه شدن در زنجیره های پلی اکریل آمید است.

نمودارگیری از عمده ترین عملیات پس از حفاری هر چاه است. داده های نمودارگیری شامل داده های مقاومتی، چگالی، صوتی، نوترون و پرتو گاما درون حفره باز هر چاه جهت تعیین پارامترهای پتروفیزیکی از جمله تخلخل، جنس سنگ و نوع و درصد سیال درون سازند به کار می روند. نمودارهای چگالی و نوترون از جمله مهم ترین این نمودارهاست که بر اساس نمودارگیری در آب شیرین و سنگ آهک کالیبره شده اند و تغییر گل درون چاه نیازمند تصحیحاتی بر روی نمودارهای برداشت شده از درون حفره باز چاه است. با توجه به مشکلات حفاری با گل های پایه آبی در سازندهای شیلی، امروزه گل های پایه روغنی کاربرد روزافزونی پیدا کرده اند و از آنجاکه چگالی گل های پایه روغنی با تغییر دما و فشار به مقدار قابل توجهی تغییر می کند و این تغییرات، قرائت های ابزار چگالی و نوترون را تحت تاثیر قرار خواهد داد، بنابراین برای تعیین لیتولوژی و اشباع سیالات سازند باید تاثیر این نوع گل ها را روی نمودارهای پتروفیزیکی برداشت شده بررسی کرد. در این نوشتار تاثیرات دما، فشار، اندازه حفره چاه (ریزش ها) و هم چنین تاثیرات گل های پایه روغنی بر نمودارهای پتروفیزیکی برداشت شده در سازند بنگستان میادین جنوب ایران مورد بررسی قرار گرفته است. پس از اعمال تصحیحات لازم نتایج نشان می دهد که اثرات محیطی و گل تا حد قابل قبولی تصحیح شده اند و این داده ها با نمونه مغزه های اخذ شده مقایسه گردیدند.

جمع آوری و تزریق گازهای گلخانه ای در سازندهای زمین شناسی اعماق زمین، در سطح جهان به عنوان گزینه ای محتمل به منظور کاهش اثرات مخرب زیست محیطی ناشی از انتشار این گازها مطرح است. کنترل و نگهداری گازهای گلخانه ای از جمله دی اکسیدکربن در مخازن از اهمیت خاصی برخوردار است. از جمله عوامل موثر بر این امر، واکنش سطحی سیال-سیال و سیال-سنگ است که از میان این عوامل خاصیت ترشوندگی از اهمیت بیشتری برخوردار است. بنابراین شناخت این عوامل در ذخیره سازی، کنترل و نگهداری هرچه بهتر گازهای گلخانه ای در ساختارهای زمین شناسی کمک شایانی خواهد کرد. در این تحقیق به بررسی و مطالعه آزمایشگاهی عوامل تاثیرگذار بر میزان توزیع و رفتار سیال روی نمونه مغزه های کربناته گرفته شده از مخزن مورد مطالعه جهت تزریق در یکی از مخازن گازی ایران می پردازیم که در درک دقیق و صحیح از فرآیند ذخیره سازی کمک شایانی خواهد کرد. در این راستا به کمک روش قطره چسبیده به اندازگیری زاویه تماس بین دی اکسیدکربن، آب سازند و سنگ مخزن در فشارهای مختلف و در دو دمای 25 و 60 درجه سانتی گراد پرداخته شد و مشاهده گردید که با افزایش فشار، زاویه تماس افزایش می یابد. این در حالی است که با کاهش دما، زاویه تماس افزایش خواهد یافت. افزایش زاویه تماس منجر به تغییر ترشوندگی سنگ از حالت آب دوست به حالت میانه می شود که این تغییر ترشوندگی تاثیر قابل ملاحظه ای بر میزان ذخیره سازی دی اکسیدکربن خواهد داشت. داده های زاویه تماس اندازه گیری شده تحت شرایط مخزن، طراحی فرآیند ازدیاد برداشت و ذخیره سازی دی اکسیدکربن را تسهیل خواهد کرد.

طی زمان آلبین رسوبگذاری روی حاشیه غیرفعال صفحه عربی و در موقعیت های رسوبی رمپ کربناته تا پلتفرم کربناته حاشیه دار و حوزه های درون فلاتی انجام شده است. رخساره های رسوبی حدفاصل آلبین در ناحیه مورد مطالعه طیف وسیعی از رخساره های بیوکلاستی جلبکی رمپ داخلی، رخساره های روزنبر ورودیست دار بخش های میانی رمپ تا رخساره های پلاژیک نیمه عمیق و عمیق دریایی را شامل می شود که اغلب دارای بافت های رسوبی وکستون تا پکستون هستند. به این مجموعه می توان رخساره های دوباره نهشته شده که به طور محلی و در حاشیه پلاتفرم رخ داده اند را نیز اضافه کرد. چینه نگاری سکانسی انجام شده در حدفاصل ناحیه مورد مطالعه مبتنی بر داده های صحرایی و داده های حاصل از مقاطع نازک میکروسکوپی است. از این طریق سه سکانس رسوبی رده سوم برای آلبین زیرین، میانی و بالایی تفکیک شده که این مطلب با مطالعات انجام شده در صفحه عربی مطابقت دارد. تکتونیک نمک باعث شده تا در اغلب بخشهای حدفاصل رسوبی ناحیه مورد مطالعه تغییرات رخساره ای و ضخامتی چشمگیری ایجاد شود. در این بین رسوبات آلبین در کوه انگورو اغلب ماسه سنگی بوده و در مجموع کمترین ضخامت را دارند. در کوه خمیر ضخامت کم شده و اختلاف سنگ شناسی هم فاحش نبوده و در نتیجه نمی توان سکانس های رسوبی را به آسانی تفکیک کرد. در کوه گنو توالی آلبین به چرخه های متمایزی از مارن، شیل و رخساره های آهکی کم عمق تبدیل شده است.

در این مطالعه با استفاده از داده های پتروفیزیک و ژئوشیمیایی، سازند کژدمی به عنوان سنگ منشاء احتمالی میدان نفتی دارخوین مورد بررسی قرار گرفت. بدین منظور از داده های نگارهای گاما و صوتی استفاده شده که بر اساس آن بخش های غنی از مواد آلی این سازند مشخص گردیده و با داده های نرم افزار راک ایول7 حاصل از نمونه های سازند مذکور صحت سنجی شد. از لحاظ توان نفت زایی، نمونه ها عمدتا در محدوده سنگ منشاء خوب تا عالی قرار دارند. این سازند در مدل Easy %Ro (کالیبره شده با داده های انعکاس ویترینایت) نشان داد که در چاه-2 به پنجره نفتی رسیده، در حالی که قسمت زیرین سازند مذکور در چاه- 3 وارد پنجره نفتی شده است. این موضوع توسط داده های کروماتوگرافی گازی نیز تایید شد.

وقایع تکتونیکی در تعیین خصوصیات واحدهای سنگی سکانس های چینه نگاری، نقش مهمی دارند. بنابراین مطالعات چینه شناسی و بررسی رخساره های سنگی برای شناخت رخدادهای تکتونیکی، شرایط جغرافیای دیرینه4 و محیط های زمین شناسی5 هر منطقه ضروری است. با تغییر در عمق حوزه رسوب گذاری و شرایط محیطی، حرکات تکتونیکی باعث تغییرات رخساره و ضخامت سازندها می شود. این حرکات شکل گیری و توزیع منابع معدنی مانند مخازن هیدروکربوری، کانسارهای فلزی و غیرفلزی و منابع آب را کنترل می کنند. بررسی تکتونوسکانس استراتیگرافی6 در تفکیک دقیق رسوبات و شکل گیری منابع اقتصادی زیرزمینی با ارزش نقش مهمی ایفا می کند. به علاوه رژیم تکتونیکی و ساختارهای ناشی از آن در پیدایش، مهاجرت و تجمع نفت و سایر کانسارهای ارزشمند، تاثیر به سزایی دارد. در این تحقیق تاثیر تکتونیک بر وضعیت چینه شناسی و ساختار پوش سنگ میادین نفتی کرنج، پرنج و پارسی واقع در جنوب شرق اهواز، مطالعه شده است. بدین منظور منطقه به هفت برش (سه برش در راستای شمال شرق-جنوب غرب و چهار برش در راستای شمال غرب-جنوب شرق)، تقسیم شد. اطلاعات چینه نگاری از 24 حلقه چاه در یال های شمالی و جنوبی و راس تاقدیس های کرنج و پارسی جمع آوری شد. سپس لاگ های پتروفیزیکی، ستون های چینه شناسی و مقاطع لرزه ای مورد بررسی قرار گرفت. در ادامه نمودارهای نرده ای7 و نمودارهای تطابق چینه ای8 برای هفت برش ترسیم شد. در خاتمه، نقش ساختارهای تکتونیکی از قبیل گسل ها، چین خوردگی ها و گنبدهای نمکی، بر روی شکل گیری پوش سنگ این میدان ها بررسی و تفسیر گردید. نتایج نشان می دهد که در زمان رسوب گذاری پوش سنگ (بخش-1 سازند گچساران) میادین نفتی کرنج، پرنج و پارسی، تکتونیک در بخش فوقانی تاثیرگذار بوده و در بخش زیرین تاثیر چندانی نداشته است.