فهرست مطالب

زمین شناسی نفت ایران - سال هشتم شماره 15 (بهار و تابستان 1397)
  • سال هشتم شماره 15 (بهار و تابستان 1397)
  • تاریخ انتشار: 1398/02/16
  • تعداد عناوین: 6
|
  • رحیم باقری*، مهدی میری، فرشید خبیری، محمدرضا اخلاقی صفحات 1-18

    تولید نفت و گاز در میادین نفتی و گازی همراه با تولید آب ((Produced Water می باشد. اکثر مخازن در ابتدای تولید، حاوی آب تولیدی شیرین بوده که با گذر زمان و افزایش برداشت و افت فشار، شوری آب تولیدی افزایش یافته است. تولید آب شور باعث ایجاد خوردگی و گرفتگی در تاسیسات سرچاهی و در نتیجه کاهش تولید گاز می گردد. منشایابی این پدیده به منظور ارائه راهکار مناسب جهت کم کردن شوری امری ضروری است. میدان گازی خانگیران واقع در شمال شرق ایران دارای دو سازند گازی مجزای مزدوران در پایین و شوریجه در قسمت بالاتر می باشد. نمونه آب تولیدی سرچاهی از چاههای شور و شیرین در مخزن مزدوران و 2 نمونه درون چاهی از آبران زیر مخزن (عمق حدود 3 کیلومتری) جهت مقایسه و آنالیزهای مختلف گرفته شد. مخزن مزدوران دارای دو مشکل عمده شوری بالای آب تولیدی و همچنین حجم آب تولیدی زیاد بوده که در برخی از چاهها باعث مرگ آنها شده است. نتایج نشان داد که دو نمونه عمقی آبران رفتار متفاوتی نشان می دهند. بطوریکه نمونه عمقی شماره 17 که در ارتفاع بالاتری از نمونه شماره 13 گرفته شده است، منشا انحلال نمک را نشان داده است، در حالیکه نمونه 13، منشا آب دریای قدیمی تبخیر شده را نشان می دهد. بنابراین در مخزن خانگیران، آبرانهای مختلفی وجود دارد که می توانند هر کدام منشا احتمالی آبهای تولیدی سرچاهی باشند. نمونه های آب تولیدی سرچاهی شور رفتاری مشابه با آبران شماره 13 را نشان دادند. منشا آب تولیدی شیرین نیز حاصل میعان بخارات آب موجود در مخزن در طی تولید است. بنابراین آبهای تولیدی شور سرچاهی حاصل اختلاط آب شورابه با ترکیب مشابه آبران شماره 13 با آب شیرین مانند بخار آب مایع شده موجود در مخزن می باشند.

    کلیدواژگان: آب تولیدی، شورابه، منشا شوری، مخزن گاز مزدور
  • علی مرادزاده*، یاسر سلیمی دلشاد، عزت اله کاظم زاده، عباس مجدی صفحات 19-31

    امروزه صنعت نفت بسیار متکی به تعیین دقیق خصوصیات سنگ مخزن است که این مهم می تواند سبب کاهش هزینه ها و ریسک برنامه ریزی تولید شود. سنگ مخزن همواره با افت فشار منفذی ناشی از تولید متراکم‏ می‏شود که این امر سبب افزایش تنش موثر، فشردگی مخزن و تغییرات در خواص مخزنی می‏گردد. از آنجاییکه این تغییرات فشار می تواند بر خواص پتروفیزیکی اثرگذار باشد، در این مطالعه، چندین نمونه سنگ مخزن کربناته با بافت و نوع تخلخل متفاوت براساس تصاویر سی تی اسکن و طبقه بندی آرچی تحت بارهای متوالی و کوتاه مدت، از 600 تا 6000 پوند بر اینچ مربع قرارگرفته اند و خصوصیات پتروفیزیکی و تراکمی آنها شامل حجم فضای منفذی، نفوذپذیری و تراکم پذیری توسط دستگاه CMS-300 مورد مطالعه قرار گرفته است. همچنین بررسی ساختاری و ناهمگنی نمونه مغزه ها توسط تصاویر سی تی اسکن مورد آنالیز قرار گرفته اند. در واقع به کمک این پژوهش شناسایی اندازه اثر پسماند بر روی نمونه سنگ مخزن در اثر افزایش و کاهش فشار، طی اعمال بار سیکلیک مقدور خواهد بود. نتایج حاصل نشان دادند که در اثر بارگذاری تغییرات حجم فضای منفذی و نفوذپذیری روند کاهشی از خود نشان می دهند، بطوریکه کاهش نفوذپذیری چندین برابر کاهش حجم منفذی است. همچنین این کاهش حجم فضای منفذی در نمونه های دارای تخلخل حفره ای با شدت کمتری است که اثر همگنی و نوع تخلخل بر میزان پدیده پسماند را نشان می دهد. همچنین نتایج به دست آمده از چگونگی رفتار سنگ مخزن تحت تنش-های مختلف در این مطالعه، می تواند الگوی مناسب برای مطالعات مربوط به تزریق گاز به منظور ازدیاد برداشت و همچنین متناسب با اهداف مرتبط دیگر نظیر ذخیره سازی گاز طبیعی را فراهم آورد.

    کلیدواژگان: سنگ مخزن کربناته، طبقه بندی آرچی، بارگذاری سیکلیک، تخلخل، تراوایی، تصاویر سی تی اسکن
  • امراله صفری*، مهدیه مهیاد، حسین وزیری مقدم، علی صیرفیان صفحات 32-48

    در این تحقیق، یک توالی از سازند قم در ناحیه کهک به منظور بازسازی محیط رسوبی و سکانس های رسوبی براساس توزیع میکروفاسیسس ها انتخاب گردید. این سازند به طور کلی از تناوب شیل و آهک تشکیل شده و با ناپیوستگی بر روی سنگهای آتشفشانی ائوسن قرار گرفته و مرز بالایی آن با سازند سرخ بالایی به صورت ناپیوسته است. مطالعه نمونه های برداشت شده از ناحیه کهک منجر به شناسایی 6 میکروفاسیس کربناته و یک فاسیس آواری (شیل) برای سازند قم شد. در این ناحیه سازند قم در یک پلت فرم کربناته از نوع شلف باز نهشته شده است. این پلت فرم کربناته را می توان به دو محیط شلف داخلی (لاگون محصور و نیمه محصور) و شلف میانی تقسیم کرد. در نهایت براساس توزیع میکروفاسیس ها دو سکانس رسوبی در ناحیه مورد مطالعه تشخیص داده شد.

    کلیدواژگان: میکروفاسیس، سکانس های رسوبی، سازند قم، ناحیه کهک
  • سید علی معلمی*، محمدابراهیم شبانی، هرمز قلاوند، زیبا زمانی پزوه صفحات 49-62

    در این مطالعه خصوصیات منافذ نمونه های سنگ های کربناته ریزدانه در ایران، برروی 9 نمونه برداشت شده از سازندهای گرو (5 نمونه) و سرگلو (4 نمونه) با استفاده از روش جذب در فشار پایین نیتروژن مورد ارزیابی قرار گرفت.
    میزان کل کربن آلی موجود در نمونه های سازند گرو مابین wt% 0/64 تا wt% 21/5 (میانگین wt% 3/2) و برای سازند سرگلو مابین wt% 0/12 تا wt% 10/94 (میانگین wt% 4/3) متغیر می باشد. کانی کربناته بیشترین میزان کانی (میانگین wt% 64) موجود در نمونه های مطالعه شده در هر دو سازند گرو و سرگلو را شامل می شود. بعد از کربنات ها، کوارتز (میانگین wt% 15) و کانی های رسی(میانگین wt% 9) قرار می گیرند. حجم منافذ محاسبه شده مابین 0/6cm3/100g و 2/5cm3/100g با میانگین 1/4cm3/100g متغیر است که مشابه تحقیقات انجام شده بروی شیل های گازی آمریکا می باشد.
    یک رابطه ی خطی میان میزان کربن آلی و خصوصیات منافذ برای نمونه های هر دو سازند گرو و سرگلو مشاهده شد. به دلیل تغییرات گسترده تر میزان کل کربن آلی در سازند سرگلو نسبت به سازند گرو، این رابطه خطی در سازند سرگلو مشهودتر می باشد . بعد فرکتال بدست آمده برای نمونه های مطالعه شده مابین 2/45 و 2/81 و با میانگین 2/64 متغیر است. مقادیر نسبتا بالای بعد فرکتال بدست آمده نمایانگر میزان بالای ناهمواری و پیچیدگی در سطوح منافذ نمونه های شیلی گرو و سرگلو می باشد. وجود رابطه ی مستقیم میان میزان ماده آلی و بعد فرکتال را می توان به وجود ریزمنافذ در مواد آلی و در نتیجه ساختار ناهموار و پیچیده منافذ نسبت داد. براساس مشاهدات میزان ماده آلی به عنوان مهمترین پارامتر کنترل کننده ی خصوصیات منافذ در نمونه های سازند گرو و سرگلو معرفی شد.

    کلیدواژگان: خصوصیات ساختاری، جذب در فشار پایین نیتروژن، حجم منافذ، بعد فرکتال، شیل گازی گرو و سرگلو
  • علیرضا غضنفری*، حسین محمدرضائی، حمیدرضا انصاری صفحات 63-81

    شناخت گسل ها و بررسی سیر تکاملی آنها از اهمیت ویژه ای در اکتشاف و توسعه منابع هیدروکربوری برخوردار است. موفقیت در اکتشاف و توسعه میادین هیدروکربوری، مستلزم شناسایی دقیق سیستم های نفتی منطقه بوده و در این راستا یکی از مهمترین مسائل شناسایی گسل ها و نحوه گسترش آن ها، به عنوان مجرای اصلی مهاجرت سیال، مخصوصا در نواحی عمیق تر می باشد. گسل ها و شکستگی ها نقش مهمی را در ایجاد بخش هایی با تخلخل و تراوایی زیاد و قطع سنگ مخزنی و پوشش در مسیرهای مهاجرت سیال ایفا می کنند. علاوه بر اینها برای بیشینه کردن برداشت هیدروکربور از مخزن و نیز کاهش خطر پذیری حفاری، ضروری است تا اطلاعات مناسبی از هندسه و طبیعت گسل های مخزن به دست آورده شود.
    در این مقاله هدف بررسی کارایی ترکیب شبکه عصبی و الگوریتم ردیابی خودکار احتمال گسل در شناسایی و تفسیر گسل ها در داده لرزه ای می باشد. ابتدا با استفاده از قابلیت هدایت شیب نرم افزار، فیلتر مورد نظر اولیه که برای شناسایی دقیق شیب ساختارها و پدیده های موجود در داده می باشد، طراحی و اعمال گردیده است. سپس با طراحی و اعمال فیلترهای مناسب، داده لرزه ای بهبود یافته است. پس از آن نشانگرهای لرزه ای مناسب برای شناسایی گسل ها از داده لرزه ای سه بعدی، شناسایی و محاسبه شده اند. با انتخاب نقاط نمونه برای دو کلاس گسل و غیر گسل از داده، شبکه عصبی نظارت شده با استفاده از نشانگرهای منتخب تشکیل شده و پس از آموزش بهینه شبکه، خروجی مناسب از شبکه ایجاد گردیده است. سپس خروجی شبکه عصبی به عنوان ورودی برای الگوریتم ردیابی خودکار احتمال گسل نازک شده، استفاده شده است. خروجی این قسمت شامل حجم احتمال گسل های ردیابی شده، ارائه و نمایش داده شده است. در نهایت با استفاده از ابزارهای زیرمجموعه قسمت احتمال گسل، و تنظیمات پارامترهای آن به صورت بهینه، صفحات گسل سه بعدی به صورت خودکار استخراج و تفسیر گردیده اند.

    کلیدواژگان: تفسیر گسل، ردیابی خودکار گسل، احتمال گسل، شبکه های عصبی مصنوعی، نشانگرهای لرزه ای
  • محمدحسین صابری*، میلاد کرمپورحسنوند، سید علی معلمی صفحات 82-109

    یکی از اساسی ترین مراحل سرشت نمایی مخازن هیدروکربنی شناسایی گونه های سنگی است. در مطالعه حاضرهدف مقایسه روش های مختلف در تعیین گونه های سنگی و شناخت چگونگی توزیع واحد های جریانی هیدرولیکی در جهت ارزیابی کیفیت مخزنی سازند رازک با لیتولوژی کربناته ماسه سنگی، مارن و انیدریت به سن الیگوسن تا میوسن پایینی می باشد. در این تحقیق 84 مقطع نازک میکروسکپی، نتایج آزمایشگاهی تخلخل، تراوایی و منحنی های فشار مویینه از 46 متر مغزه حفاری در یکی از میادین مهم جنوب شرق ایران، مورد بررسی قرار گرفت و مطالعات پتروگرافی در جهت بررسی تغییرات رخساره ای بخش مخزنی سازند رازک منجر به شناسایی هشت ریز رخساره (MF1 پکستون و وکستون در عمق 2829، متری MF2 پکستون گرینستون در عمق 2844 متری MF3، وکستون مادستون در عمق 2856 متری،MF4 گرینستون در عمق 2859 متری،MF5 مادستون وکستون در عمق 2848 متری، MF6 مادستون در عمق 2838 متری، MF7 وکستون مادستون در عمق2840 متری، MF8 وکستون ماسه ای در عمق 2831 متری) در محیط رسوبی محصور یا پلت فرم کربناته و رمپ هموکلینال و سیستم آواری رودخانه ای شده است. به منظور تعیین گونه های سنگی و ارزیابی واحد های جریانی براساس نتایج آنالیز مغزه، ابتدا با استفاده از روش لوسیا چهار رده پتروفیزیکی شناسایی گردید که رده پتروفیزیکی شماره یک بهترین کیفیت مخزنی و رده شماره چهار ضعیف ترین کیفیت مخزن را دارد.همچنین واحدهای جریانی با استفاده از روش های آمافول و لورنز شناسایی و تفکیک شدند. بر اساس روش آمافول در بخش مخزنی سازند رازک، هفت واحد جریانی شناسایی شده، که واحد جریانی شش و هفت (FZI6,FZI7) بهترین و واحد جریانی یک (FZI1) ضعیفترین بخش مخزنی است. در روش لورنز واحد جریانی شش (HF6) پرسرعت ترین و واحد جریان یک (HF1) ضعیفترین بخش مخزنی در بین شش واحد جریان شناسایی شده است . همچنین بر اساس آنالیز منحنی های موئینگی شش گونه سنگی تفکیک گردید، که بر اساس آن گونه سنگی شماره پنج و شش (RT5,RT6) بهترین کیفیت مخرنی را دارا می باشند. همچنین با استفاده از کراس پلات های نرم افزار ژئولاگ مشخص شد لیتولوژی اصلی این بخش ماسه سنگ به همراه رس می باشد و وجود گاز در این سازند باعث انحراف نمونه ها به سمت شمال غربی کراس پلات شده است. در نهایت با ترکیب اطلاعات مختلف مشخص گردید، سازند مخرنی در میدان مورد مطالعه دارای پنج نوع گونه سنگی می باشد که گونه سنگی شماره چهار بهترین کیفیت مخزنی و گونه سنگی شماره پنج بزرگترین بخش مخزنی و بهترین واحد جریانی واحد شماره شش می باشد.

    کلیدواژگان: سازند رازک، واحدهای جریان، نوع سنگی، روش لورنز، روش لوسیا، روش آمافول
|
  • M. Miri, R. Bagheri*, F. Kheybari, M.R. Akhlaghi Pages 1-18

    The production of oil and gas in oil and gas fields is accompanied by production of water (Produced Water). Most of the reservoirs at the beginning of production have fresh water; but with passing time due to the increase in productions and decrease in pressure of reservoir, the produced water gradually becomes saline. The saline Production water causes severe corrosion in pipelines and well head facilitis leading to reduction in gas production. Determining the origin of salinity for reducing the salinity is most important. Khangiran gas field is located in the northeast of Iran which composed of two separate gas formations, Mozduran at lower and Shurijeh at the upper part. The produced water samples were collected from fresh and salty wells in the Mozduran reservoir as well as two deep samples from brine below the gas reservoir (at depth of 3 km) for comparison and different analyzes. The Mozduran reservoir has two major problems, high salinity of the produced water, as well as the volume of water produced, rendering some wells unexploitable. The results revealed that two deep water samples have different behaviors. The deep sample No. 17, taken at a higher elevation than sample No. 13, showed the signs of salt dissolution; whereas the brine from sample no.13 had the origin of the evaporated old sea water. Therefore, any of these brines in the Khangiran reservoir can be the possible source of salinity in produced waters. The saline produced water samples showed a similar behavior to brine sample no.13. The source of fresh produced water is also the condensation of water vapor in the reservoir during production.

    Keywords: Map produced water, Brine, Salinity origin, Mozduran gas reservoir
  • Y. Salimi Delshad, A. Moradzadeh*, E. Kazemzadeh, A. Majdi Pages 19-31

    Today, oil industry significantly relies on the precise determination of rock reservoir properties, which reduces the costs and risks of production planning. The reservoir rock always is compacted by pressure drop of the reservoir, which rises effective stress, reservoir compaction and alterations of reservoir properties. As these pressure variations can considerably affect petrophysical properties, in this study, several carbonate reservoir rock samples with different fabric and porosity type (according to CT scan and Archie classification analysis) subjected to cyclic and short-term loading from 600 to 6000 psi. Their petrophysical and compressive properties including pore volume, permeability and compressibility were measured using CMS-300 apparatus. Moreover, structural analysis and heterogeneity of core samples were analyzed by CT scan images. By performing this study, it will be possible to identify the value of the hysteresis effect on the reservoir rock samples as a result of increasing and decreasing of the pressure during cyclic loading. The obtained results show that, pore volume and permeability are both decreased due to loading, whereas reduction of the permeability is several times than the pore volume ones. Moreover, this reduction of pore volume is less severe in vuggy porous samples that shows the effect of heterogeneity and porosity type on hysteresis. Also, the results obtained from the behavior of the reservoir rock under various pressure conditions can provide a suitable design for gas injection studies to enhance oil recovery and also natural gas storage.

    Keywords: Carbonate reservoir rock, Archie classification, Cyclic loading, Porosity, Permeability, CT scan images
  • M. Mahyad, A. Safari*, H. Vaziri, Moghaddam, A. Seyrafian Pages 32-48

    In this study, sedimentary environment and depositional sequences were reconstructed based on distribution of microfacies in the sequence belong to the Qom Formation in the Kahak area. The formation was formed alternation of shale and limestone. The boundary between the Qom Formation and the volcanic rocks is unconformable. In addition, the Upper Red Formation in the Kahak area unconformably overlies the Qom Formation. In the study area, 6 microfacies, and 1 terrigenous facies (shale) for the Qom Formation were identified by study of these rock samples. The Qom Formation was deposited in an open-shelf carbonate platform in the study area. This platform can be divided into two environments that the environments consist of the inner shelf (restricted lagoon and semi-restricted lagoon) and middle shelf. Finally, two third-order sequences were identified based on distribution of microfacies in the Kahak area.

    Keywords: Microfacies, Depositional sequences, Qom Formation, Kahak area
  • M. Shabani, S.A. Moallemi*, H. Ghalavand, Z. Zamani, Pozveh Pages 49-62

    The present paper tends to analyze the pore structure of Organic rich carbonaceous rock in 4 samples from Upper Jurassic Sargelu and 5 samples from Lower Cretaceous Garau formation using low pressure nitrogen adsorption. TOC content of Garau samples ranged between 0.64 wt% and 5.21 wt% (mean 3.2 wt%).TOC varied between 0.12 and 10.94 for Sargelu samples. XRD results shows that carbonates are the dominant minerals, followed by quartz and clay minerals. The calculated total pore volume vary between 0.6 cm3/100g to 2.5 cm3/100g with the mean values of 1.4 cm3/100g. A positive linear correlation were found between TOC content of measured samples with pore structure parameters. Due to the larger variation of TOC content this relationship was more obvious for the Sargelu samples. The calculated fractal dimension ranged between 2.45 and 2.81 emphasizing the irregular pore surface of the measured samples. Based on the result of this study organic matter content is recognized as a controlling factor for pore structure and fractal characteristics of the Garau and Sargelu samples.

    Keywords: Pore structure, N2 adsorption, Fractal dimension, Garau, Sargelu shale, Porevolume
  • A. Ghazanfari Borujeni*, H.Mohammadrezaei, H.R. Ansari Pages 63-81

    Fault identification and investigating their evolution is of special importance in the exploration and development of hydrocarbon resources. Success in exploration and development of hydrocarbon fields, need to recognition of petroleum systems and in this regard one of the most important topics is identifying faults and their extension condition as a main fluid migration path, specially in deeper zones. Faults and fractures have crucial role in making high permeable and porous segments and cut reservoir and cap rock in the fluid migration path. In addition, for maximizing the production of hydrocarbon from reservoirs and also for reducing the risk of drilling, it is necessary to gain information about geometry and nature of faults of reservoirs. In this paper, the purpose is investigating the performance of combination of neural networks and Fault Likelihood auto-tracking algorithm for identification and interpretation of faults in seismic data. At first using the Dip-steering feature of software, the early filter for accurate identification of dip of structures in the data, have been designed and applied. Then with designing and applying the appropriate filters, the seismic data have been improved. After that proper seismic attributes for fault identification have been calculated from seismic data. With picking fault and non-fault points from data, a supervised neural network using the selected attributes was formed and after training the network, the appropriate output achieved. Then the output of neural network has been used as a input for Thinned Fault Likelihood auto-tracking algorithm. The output of this part contains a volume of tracked faults. Finally using sub-tools of TFL and optimal setting of parameters, 3D fault planes has been interpreted and extracted.

    Keywords: Fault Interpretation, Fault Auto-tracking, Fault Likelihood, Artificial NeuralNetworks, Seismic Attributes
  • M. Karampour Hassanvand, S.A. Moallemi, M.H. Saberi * Pages 82-109

    One of the most important stages in the hydrocarbon reservoirs morphology is the identification of rocky type. In order to construct an efficient and correct model of a hydrocarbon reservoir, identification of rock types is one of the essential parameters in reservoir modeling. and its consequences are found in the identification of rock types. The aim of this study is to compare different methods of determining rocky type and understanding the hydraulic flow unit distributions in order to assess the quality of reservoir of Razak Formation with sandstone carbonate lithology, marl and anhydrite to San Oligocene to lower Miocene. In this research, the experimental results of porosity, permeability and capillary pressure curves for 84 samples with porous microscopic sections Related to a 46-meter drill bit in one of the important fields of southeast of Iran were analyzed. The petrographic studies were conducted to investigate the changes of the features in the reservoir section with Razak formation and resulted in the identification of eight microfeatures( The MF1 packstone and Wackstone are at a depth of 2829 meters- The MF2 is the grinstone packstone at a depth of 2844 meters-the MF3 is the wackstone mudstone at a depth 2856 meters-the MF4 is the grinstone at a depth 2859meters –the MF5 is the mudstone wackstone are at a depth2848 meters – the MF6 mudstone at a depth of 2838 meters the MF7is the wackstone mudstone at a depth 2840 meters- The MF8 is a wackstone with sandstone depth of 2831) meters- in open Marin lagoon and fluvial clastic systems. In order to determine the rocky species and assess the flow units based on the core analysis results, four petrophysical classes were identified using the Lucia method. The petrophysical category number 1 has the best reservoir quality and the fourth category has the weakest reservoir quality. Also, the flow units were identified and separated using Amalufee and Lorenz's methods. Based on the Amalufee method, in the reservoir section of the Razak Formation, seven flow units have been identified, the sixth and seventh stream units were the best and one was the weakest reservoir segments among the seven units of the flow. Also, based on the analysis of capillary curves, six rocky species were distinguished, based on which the rocky type number five and six have the best quality. Also, using Geology software cross-sections, it was revealed that the main part of this section is sandstone with clay. The presence of gas in the formation causes cross-sectional deformation of samples to the northwest cross-platform. Finally, with the combination of various data, it was found the fossil formation in the study area has five types of rock in which the number 4 rock has the best quality of reservoir and rock number 5 has the largest reservoir and the unit number six is the best.

    Keywords: azak Formation, Flow Units, Rock Type, Rock Fabric, Lorenz method, Luciamethod, Amaefule method