فهرست مطالب
نشریه زمین شناسی نفت ایران
سال چهارم شماره 1 (پیاپی 307، بهار و تابستان 1393)
- تاریخ انتشار: 1393/06/19
- تعداد عناوین: 6
-
-
صفحه 1سازندهای سورمه و دالان به ترتیب سنگ مخزن بزرگ ترین میدان های نفت و گاز منطقه خلیج فارس هستند. بخش اصلی سنگ مخزن این دو سازند در واحدهای کربنات بالایی آنها قرار گرفته و از رخساره اایید گرینستون و دولوستون های مختلف تشکیل شده است. مقایسه داده های پتروفیزیکی حاصل از بررسی مغزه ها، مقاطع نازک و نمودارهای چاه پیمایی دالان بالایی در میدان پارس جنوبی و سورمه بالایی در میدان تابناک گواه آن است که میانگین تخلخل در مخزن سورمه 15/17% (درجه خیلی خوب) و در مخزن دالان 50/8% (درجه متوسط) است. همچنین، میانگین تراوایی در مخزن سورمه 308 (خیلی خوب) و در مخزن دالان 30 (متوسط) میلی دارسی تعیین گردید. از عوامل اصلی تفاوت آشکار بین خواص مخزنی دو سازند مورد مطالعه باید به شرایط و محیط رسوبگذاری، بافت و کانی شناسی اولیه و تاریخچه دیاژنتیکی متفاوت آنها اشاره کرد. کاهش محسوس خصوصیات مخزنی سازند دالان با افزایش عمق بیانگر تاثیر زیاد دفن عمیق همراه با افزایش تراکم و تشکیل سیمان در این سازند است. در مقابل، پتانسیل بالای مخزن سورمه ناشی از حفظ تخلخل بین دانه ای در اثر سیمانی شدن ناقص پیش از تدفین و گسترش تخلخل بین بلوری حاصل از دولومیتی شدن آن است. نبود ارتباط کافی با سنگ منشا مناسب سبب شده است که سازند سورمه علی رغم کیفیت مخزنی بهتر و ضخامت بیشتر در شمال خلیج فارس از درجه اشباع هیدروکربن و توان تولید کمتری برخوردار باشد.
کلیدواژگان: پتانسیل مخزنی، سازند سورمه، سازند دالان، خلیج فارس -
صفحه 14به منظور مشخص شدن ویژگی های رخساره ای و شرایط پالئواکولوژیکی حاکم بر محیط رسوبگذاری سازند آسماری، برش یال جنوب شرقی تاقدیس خامی با ضخامت 270 متر مورد مطالعه قرار گرفته است. مطالعات آزمایشگاهی و بررسی های صحرایی منجر به شناسایی 12 ریزرخساره شامل: نومولیتیده لپیدوسیکلینا پکستون/رودستون، بایوکلاست کورالیناسه آبنتیک فرامینیفرا (منفذدار) پکستون، بایوکلاست کورالیناسه آنئوروتالیا پکستون، اائید گرینستون، بایوکلاست گرینستون، میلیولیدا روتالیا نومولیتیده پکستون، میلیولیدا کورالیناسه آکورال فلوتستون/گرینستون، بایوکلاست بنتیک فرامینیفرا (بدون منفذ) پکستون/گرینستون، میلیولیدا اکینید وکستون/پکستون، دندریتینا میلیولیدا پلوئیدال پکستون/گرینستون، مادستون کوارتزدار و مادستون اینتراکلاست دار گردید که در قسمت های سراشیب قاره، سد، لاگون و پهنه جزرو مدی رسوبگذاری کرده اند. بطور کلی این رسوبات تحت 3 نوع متفاوت از شوری از 34psu تا بیش از 50psu، در محیطی با زون نوری الیگوفوتیک تا یوفوتیک و تحت رژیم غذایی الیگوتروفی-مزوتروفی ضعیف تا یوتروفی در مدت زمان (شاتین تا بوردیگالین) در یک پلاتفرم کربناته از نوع رمپ هموکلینال تشکیل شده اند. مقایسه سازند آسماری در برش مورد مطالعه (شرق گچساران) با دو برش دیگر (جنوب فیروز آباد و شمال گچساران) حاکی از رسوبگذاری سازند آسماری در محیط دریایی با شوری نرمال در جنوب فیروزآباد در زمان روپلین می باشد. محیط دریایی با شوری نرمال در زمان شاتین در ناحیه گچساران توسعه یافته و افزایش شوری محیط در ناحیه فیروزآباد در همین زمان محسوس می گردد. ناحیه گچساران در زمان آکی تانین و بوردیگالین نیز با افزایش شوری محیط مواجه بوده است.
کلیدواژگان: سازند آسماری، سازند آسماری، ریزرخساره ها، پالئواکولوژی، شرق گچساران -
صفحه 34سازندهای پرموتریاس یکی از عظیم ترین مخزنهای گازی کربناته حوضه خیلج فارس و کشور های مجاور آن محسوب می شود. سنگ شناسی عمومی آنها از جنس سنگ آهک، دولومیت و انیدریت می باشد. رخساره های این سازندها در محیطهای رسوبگذاری متنوعی از جمله محیط دریایی کم عمق، پرانرژی، حد جزر و مدی، محیطهای دریایی نیمه آزاد، سدی و لاگونی انباشته شده است. هدف از این مطالعه، سرشت نمایی و بررسی خواص مخزنی و تعیین میکروفاسیس های این سازندها و نهایتا«ارزیابی کیفیت مخزنی آنها از روی مقاطع نازک حاصل از مغزه ها و خرده سنگ های حفاری و اطلاعات نمودار های چاه نگاری مربوط به این سازندها در میادین مختلف موجود در محدوده کمان قطر است. براساس این مطالعه، این سازندها از لحاظ لیتواستراتیگرافی در مجموع به چهار زون k1-k4 تقسیم بندی شده و هر یک از این زونها یا واحدها خود به زیر واحدهای مختلفی تقسیم شده اند. از نظر کیفیت مخزنی این زونها در چهار گروه ضعیف، متوسط، خوب و خیلی خوب قرار داده شده اند، به طوریکه زون k4 دارای بالاترین کیفیت مخزنی و زون k1 دارای کمترین کیفیت مخزنی است. رسم نقشه های هم ضخامت و هم عمق، همچنین انجام تطابق میان چاه های مختلف و نیز مدل سه بعدی چینه شناسی زونهای فوق، نشانگر کاهش ضخامت از غرب به شرق می باشد. از نظر عمقی نیز این سازندها در قسمتهای جنوب شرقی در اعماق بیشتری قرار گرفته اند، بصورتی که در میدان سلمان عمق قرار گیری این سازندها بیشتر از سایر میدانهای مورد مطالعه است. مطالعه میکروسکوپی مقاطع نازک حاصل از مغزه های حفاری در این سازندها، از نظر بافت و نوع سنگ شناسی منجر به شناسایی رخساره های سنگی گوناگون از جمله رخساره توده انیدریتی، رخساره دولومادستون یا مادستون دولومیتی، رخساره دولوباندستون ترومبولیتی و استروماتولیتی، رخساره دولووکستون/ پکستون، رخساره دولوگرینستون های فاقد سیمان انیدریتی و رخساره گرینستونی شد که با بررسی خواص پتروفیزیکی (تخلخل و تراوایی) بر روی این رخساره ها، هر یک آنها از نظر کیفیت مخزنی در چهار گروه ضعیف، متوسط، خوب و خیلی خوب قرار داده شدند.
کلیدواژگان: دالان، کنگان، پتروفیزیک، پتروگرافی، کمان قطر، مخزن گازی، رخساره، تخلخل و تراوایی، خلیج فارس -
صفحه 50به منظور مطالعه مرز کرتاسه/ پالئوژن در زون ایذه 100 متر از رسوبات راس سازند گورپی در برش چهارده مورد نمونه برداری قرار گرفت. این رسوبات به طور عمده از شیل و مارن سبزرنگ تشکیل شده است. بر اساس فرامینیفرهای پلانکتونی 6 بایوزون زیر در رسوبات مذکور شناسایی و معرفی گردید: - Plummerita hantkenoides Zone (CF1) (Late Maastrichtian) - Guembelitria cretacea Partial-range Zone (P0) (Danian) - Parvularugoglobigerina eugubina Taxon-range Zone (Pα) (Danian) - Eoglobigerina edita Partial-range Zone (P1) (Danian) - Praemurica uncinata Lowest-occurrence Zone (P2) (Danian) - Morozovella angulata Lowest-occurrence Zone (P3) (Danian- Selandian) مرز کرتاسه / پالئوژن در این برش بر مبنای بایوزون های فوق 80.25 متر پایین تر از مرز سازندهای گورپی- پابده قرار دارد. در این مطالعه زون های زیستی شناسایی شده با زون های فرامینیفرهای پلانکتونی در مرز کرتاسه/ پالئوژن دیگر نقاط تتیس مقایسه گردید.
کلیدواژگان: مرز کرتاسه، پالئوژن، خوزستان، ایذه، بایوستراتیگرافی -
صفحه 68مخازن نفتی، یکی از مهمترین منابع تولید انرژی به شمار می آیند که به دلیل داشتن شرایط ویژه مکانیک سنگی، قابلیت حفظ و نگهداری سیالات هیدروکربنی را دارند. از آنجاکه مهمترین عامل جهت دسترسی به این مخازن نفتی و آگاهی از شرایط زمین در اعماق بیشتر حفر چاه می باشد، لذا یکی از مهمترین فرآیندهایی که در طول زمان بهره برداری از مخزن نفتی، بایستی بدان توجه ویژه ای نمود، پیش بینی و طراحی دقیق پایداری دیواره چاه نفتی و داشتن اطالاعات کافی از وضعیت تنش های برجا منطقه در زمان حفاری چاه های نفتی می باشد. عدم تجزیه و تحلیل دقیق پایداری چاه می تواند مشکلات بسیاری مانند ریزش چاه، شکست، مچالگی لوله جداری،گیرکردن لوله ها و مته حفاری را بوجود آورد. در این تحقیق پایداری یک چاه نفتی، در سازند آسماری واقع در میدان نفتی اهواز با استفاده از نرم افزار عددی FLAC3D و اطلاعات بدست آمده از نمودار های چاه پیمایی در دو بخش مورد ارزیابی و تحلیل قرار گرفته و نتایج آن ارائه شده است. فشار و وزن گل حفاری در آغاز حرکت پلاستیک دیواره چاه و همچنین آغاز گسیختگی برشی در دیواره چاه نیز بدست آمده است. فشار و وزن گل حفاری در آغاز حرکت پلاستیک دیواره چاه و همچنین آغاز گسیختگی برشی در دیواره چاه، برای 7.5 متر از سازند که لیتولوژی آن عمدتا شامل آهک مارنی و ماسه سنگ بوده، و نیز برای 6متر از سازند که دارای خصوصیت آهک سخت می باشد،بدست آمده است. همچنین تحلیل پایداری چاه در امتداد قائم، تنش افقی حداقل و تنش افقی حداکثر انجام شده است. آغاز حرکت پلاستیک و گسیختگی برشی در دیواره چاه در بخش اول به ترتیب در فشار گل های33 و4/26 مگاپاسکال و در بخش دوم در فشار گل های 45 و 30 مگاپاسکال اتفاق می افتد. نتایج نشان می دهد شکست کششی در امتداد تنش افقی حداکثر و گسیختگی برشی در امتداد تنش افقی حداقل می باشند. همچنین نتایج تحلیل به دلیل پایین بودن خصوصیات مکانیک سنگی لایه ماسه سنگی حاکی از بیشترین میزان جابجایی و ریزش، و کوچک بودن محدوده ای ایمن گل حفاری در این لایه می باشند.
کلیدواژگان: تحلیل پایداری، گسیختگی برشی، شکستگی کششی، حرکت پلاستیک، تنش های برجا -
صفحه 85امروزه منابع نامتعارف، با توجه به افزایش قیمت و تقاضای جهانی برای سوخت های فسیلی مورد توجه بسیاری از کشورها قرار گرفته است. شیل های گازی یکی از مهمترین منابع نامتعارف محسوب می شوند. شیل گازی سنگ دانه ریز غنی از مواد آلی و دارای ذخیره اقتصادی گازی است. سازند شیل گازی دارای تخلخل پایین بوده و برای داشتن تولید اقتصادی از آن ایجاد شکستگی ضروری است. در این پژوهش، شیل های سازند گرو در منطقه لرستان (مطالعه موردی نمونه های خرده های حفاری چاه باباقیر1) به عنوان پتانسیل منابع نامتعارف بررسی شده است. سازند گرو شامل تناوب آهک رسی سیاه رادیولردار، شیل های سیاه رنگ بیتومن دار پیریتی و چرتی آمونیت و بلمنیت دار است. پلانکتون و رادیولارها نشان دهنده حوضه عمیق دریایی هستند، وریز سنگواره ها نشان می دهد که سازند گرو دارای سن نئوکومین تا کنیاسین است. بررسی داده های ژئوشیمیایی نشان می دهد، سازند گرو از لحاظ محتوای کربن آلی، دارای کیفیت خوب (محدوده مناسب TOC) است. همچنین کروژن موجود در سازند گرو از نوع کروژن III بوده و لذا سنگ منشآ گاززا را نشان می دهد. این داده ها رخساره عمیق برای منطقه را پیشنهاد می کند. پراش پرتو ایکس و مطالعات کانی شناسی نشان می دهد که سازند گرو دارای محتوای کانی رسی کمتر از 4 درصد (4-3 درصد)، و شکنندگی متوسط به بالاست و برای اهداف حفاری مناسب خواهد بود. بررسی مجموعه مطالعات صورت گرفته نشان داده است که سازند گرو در منطقه لرستان را می توان به عنوان شیل گازی در نظر گرفت.
کلیدواژگان: شیل گازی، منابع نامتعارف، پراش سنجی پرتو ایکس، پیرولیز راک، اول، ژئوشیمی، لرستان
-
Page 1The giant oil and gas fields in the northern Persian Gulf correspond to reservoir intervals which comprise Surmeh and Dalan formations. The main production units in these formations are their upper carbonates with typically ooid grainstone to dolostone lithofacies. As a comparative study the petrophysical characteristics of these formations were considered based on core logging, well logging and petrography of thin sections. The upper carbonate unit of the Surmeh Formation was studied in the Tabnak Field and the Dalan Formation in the South Pars Field. The average porosities were 17.15% and 8.50% for the Surmeh and Dalan reservoirs respectively. Their permeability’s were 308 md for the Surmeh and 30 md for the Dalan reservoirs. This contrast in porosity-permeability data of the studied reservoirs correspond to their depositional and diagenetic history. The high reservoir potential of the Surmeh Formation correspond to its interparticle primary porosity partly remained after partial early cementation and its intercrystalline porosity due to dolomitization. This is different in the Dalan Formation which had a different diagenetic history and its porosity mainly reduced during compactional processes during the burial as well as burial cementation. However, although the Surmeh reservoir has a higher porosity and permeability, it has a lower production yield, because of its limited source rock and migration pathways.Keywords: Reservoir potential, Surmeh Formation, Dalan Formation, Persian Gulf
-
Page 14In order to characterize the features of facies and depositional environment conditions of the Asmari Formation in southeast flank of the Khami anticline with a thickness of 270 m has been studied. the Field and laboratory studies, led to the identification 12 microfacies (nummulitidae lepidocyclina packestone/rodestone, corallinacea benthic foraminifera (perforate) packstone, bioclast neorotalia packestone, ooid grainstone, bioclast grainstone, miliolid neorotalia nummulitidae packestone, miliolid corallinacea coral floatstone/grainstone, bioclast benthic foraminifera (imperforate) packstone/grainstone, miliolid packstone/grainstone, sandy mudstone, intraclast mudstone) that deposited in continental slope, shoal, lagoon and tidal flat. In three different salinity facies environment from 34 psu to over 50 psu in oligoophotic to euphotic environment and oligotrophy-weak mesotrophy to eutrophy conditions in a homoclinal carbonate ramp platform recognized for the Asmari Formation at this study area. Correlation of the Asmari Formation in 3 section, A water salinity environmental correlation of the Asmari Formaion from Firozabad to east and north of Gachsaran reveals that 1- during Rupelian the Asmari Formation deposited in a normal water salinity environment, 2- while normal salinity water condition prevailed in Gachsaran area during Chattian, the Fars area was under higher marine salinity environment. Higher salinity environment developed during Aquitanian and Burdigalian in Gachsaran area.:Keywords: Asmari Formation, Microfacies, Paleoecology, East of Gachsaran
-
Page 34Dalan and Kangan Formations are major gas reservoirs in the Persian Gulf and surrounding area. Several supper giant gas fields has been found in the region. In this study reservoir rock types were identified and were divided into four lithostratigraphic zones: K1 to K4. Each of the four succeeding zones have been divided into different subzone.This Studies identified different facies-types on the Dalan and Kangan formation in this region.Petrophysical & Petrographycal studies indicate that the best reservoir unites are found in: Dolo-grainstones, Dolowakestones/Packstones and Grainstones.Isopach maps and Depth maps show variations in thickness and depth of different zones in this region.Depth map on top of Kangan formation shows this formation getting deeper toward north- west and south east in the Persian Gulf. Continuity of marker beds in Permian/Triassic sediment and paleontological evidence support diachroneity of these sediments.Keywords: Kangan, Dalan, Lithostratigraphic, Petrography, Petrophysics, Povosity, Permeability, Carbonat facies, Persian Gulf
-
Page 50In order to study of Cretaceous/ Paleogene (K/Pg) boundary in the Izeh zone-Chahardeh section, 100m of sediments at the top of Gurpi Formation are collected during geological sampling. These sediments mainly consist of green shale and marl of Gurpi Formation. On the basis of the identified planktonic foraminiferal assemblages, six biozones are recorded:- Plummerita hantkenoides Zone (CF1), (Late Maastrichtian)- Guembelitria cretacea Partial-range Zone (P0), (Danian)- Parvularugoglobigerina eugubina Taxon-range Zone (Pα), (Danian)- Eoglobigerina edita Partial-range Zone (P1), (Danian)- Praemurica uncinata Lowest-occurrence Zone (P2), (Danian)- Morozovella angulata Lowest-occurrence Zone (P3), (Danian-Selandian)Based on above mentioned biozones, the Cretaceous/ Paleogene (K/Pg) boundary in this section located on 79m lower than Pabdeh/Gurpi Formations boundary. The biostratigraphic correlations based on planktonic foraminiferal zonations showed a comparison between the biostratigraphic zones established in this study and other equivalents of the commonly used planktonic zonal scheme around the Cretaceous/ Paleogene boundary in Tethys.Keywords: Cretaceous, Paleogene boundary, Khuzestan, Izeh, biostratigraphy
-
Page 68Oil reservoirs are one of the important sources of energy due to which is caused by specific rock mechanical properties, the ability to maintain hydrocarbon fluids. One of the major problems that are occurred during drilling a well is instability of the wellbore. In order to prevent this difficulty its need to predict stability of the rocks by using geomechanical properties and in-situ stresses. A lack of accurate wellbore stability analysis brings many problems such as borehole washout, breakout, collapse, stuck pipes and drill bits. In the present research work the stability of an oil well located in Asmari reservoir of Ahwaz oil field was stimulated by using numerical software FLAC3D and information obtained from well log curves were evaluated and analyzed in two parts and the results were presented. Mud pressure and mud weight in outset of wellbore plastic flow and also outset of shear failure in wellbore were obtained for 7.5 meter of formation which mainly consists of limestone, marl. Well stability analysis was performed in vertical direction, minimum horizontal stress and maximum horizontal stress. Due to plastic movement and shear failure in wellbore, in first stage the mud pressure occurred is 33 and 26.4 Mpa and the second stage it reaches to 45 and 30 Mpa, respectively.It indicates that tensile failure is in direction of maximum horizontal stress and shear failure in direction of minimum horizontal stress. Subsequently, the result shows that the analysis due to the low mechanical properties of the sandstone layer indicates the maximum amount of displacement and loss. The safe mud window is small in this layer.Keywords: stability analysis, shear failure, tensile fracture, the plastic, situ stresses
-
Page 85Nowadays because of the increase in both price and demand for fossil fuel, the unconventional resources are becoming more important in most countries. Gas shale is one of the important unconventional reserves. Gas shale is fine grain rocks, and has economic gas reserves. Gas shale formations have very low porosity and for have, economic production fracturing is essential. In this study, investigate Garue formation shales in Lorestan district (case study of Babaghir 1 well-cutting samples) as unconventional reservoir. Garue formation is consisting of alternation of black clay limestons bearing radiolar and blackbituminousshale bearing.Plankton and radiolars show deep marine basin, and microfossils show thatGarue formation age is Neocomian to Knyasyn.Geochemical data show that Garue shale formation is good quality (profit area of Toc). In addition, kerogen in Garue shale formation is type III, and show gas sources rock for Garaue shale. In addition, this data confirm deep marine facies for Garue formation. Mineralogy studies show that, Garu formation consist of the clay content less than 4% (4-3%), and the brittleness index is sutable.Keywords: Gas Shale, unconventional reservoir, X-ray Diffraction, Rock, Eval Pyrolysis, Geochemistry, Lorestan
©2000-2024 magiran.com All Rights Reserved.