فهرست مطالب

زمین شناسی نفت ایران - سال سوم شماره 4 (پاییز و زمستان1391)
  • سال سوم شماره 4 (پاییز و زمستان1391)
  • تاریخ انتشار: 1391/12/20
  • تعداد عناوین: 7
|
  • بهرام علیزاده*، ندا جنت مکان، هرمز قلاوند، محمدحسین حیدری فرد صفحه 1
    ارزیابی سازند پابده به عنوان یکی از مهم ترین سنگ های منشاء احتمالی در میدان نفتی منصوری حائز اهمیت است. در این نوشتار،علاوه بر ارزیابی پتانسیل هیدرو کربنی، تاثیر محیط رسوبی بر تغییر پتانسیل هیدرو کربنی وژئو شیمیائی سازند پابده در میدان نفتی منصوری نیز مطالعه شده است. بدین منظور، از پارامتر های ژئو شیمیایی آلی سازند پابده حاصل از نتایج آنالیزهای راک ایول (Rock Eval) کروماتو گرافی (GC) کروماتو گرافی –طیف سنج جرمی (GC-MS) ومدل سازی تاریخچه حرار تی استفاده شد. نتایج نشان داد، در زمان ائو سن پسین به طور نسبی، سطح آب بالا رفته ودر زمان الیگوسن سطح آب کاهش یافته است. تغییرات نسبی سطح اب سبب شده است که سازند پابده از نظر پتانسیل هیدرو کربنی یکنواخت نباشد. سازند پابده در میدان نفتی منصوری به سه بخش تقسیم شد: بخش زیرین وفوقانی در سازند پابده، پتانسیل سنگ منشاء مناسب (TOC %1-5/0) تا خوب (TOC %2-1) را داشته وحاوی کروژن نوع III می باشند. این بخش ها، پتانسیل تولید گاز را دارند. اما بخش میانی، پتانسیل سنگ منشاء بسیار خوب (TOC %4-2) تا عالی (4%(TOC> را داشته وحاوی کروژن نوع II ومخلوط نوع II وIII می باشد. این بخش از سازند پابده پتانسیل تولید نفت را دارد. بررسی نتایج راک ایول ومدل سازی تاریخچه حرارتی نیز نشان داد، سازند پابده در مرحله ابتدای پنجره نفت زایی قرار داشته وپنجره نفت زائی حدودا از 6-5 میلیون سال قبل در سازند پابده آغاز شده وتا به امروز ادامه دارد.
    کلیدواژگان: پتانسیل هیدروکربنی، سازند پابده، محیطرسوبی، مدلسازی تاریخچه حرارتی، میدان نفتی منصوری
  • شهرام آورجانی*، اسدالله محبوبی، رضا موسوی حرمی، حسن امیری بختیار صفحه 23
    سازند آسماری در میدان نفتی مارون، از سنگ آهک فسیل دار، سنگ آهک دولومیتی، سنگ آهک رسی، ماسه سنگ وشیل تشکیل شده است واصلی ترین سنگ مخزن در چندین میدان نفتی زاگرس ایران است. سن این سازند در میدان مارون الیگو-میوسن (روپلین-بوردیگالین)است. در این مطالعه تطابق زیر سطحی بین 4 چاه این میدان بر اساس اصول چینه نگاری اقلیمی وبا استفاده از نرم افزار سیکلو لاگ انجام شده است. 9سطح مرزی PBS)) و10 سطح مرزی منفی NBS)) در این مطالعه شناسایی شده است. برخی از سطوح مرزی مثبت وبرخی از سطوح مرزی منفی به ترتیب بر مرزهای سکانسی وسطوح حداکثر پیشروی سطح اب دریا منطبق هستند.بعلاوه برخی از سطوح مرزی مثبت مرزهای زمانی اصلی (مرز آشکوب ها)را مشخص می کنند. تطابقی بین زون های ده گانه ی مخزنی سازند آسماری میدان مارون با سطوح مرزی شناسائی شده انجام شده است. برخی از زون های مخزنی (بویژه زون های مخزنی آسماری پائینی ومیانی)تطابق خوبی نشان می دهند اما برخی دیگر انطباقی با سطوح مرزی نشان نمی دهند. به نظر می رسد با تلفیق این داده ها با سایر عوامل نظیر سنگ شناسی، تخلخل وتراوائی بازنگری دقیق در زون بندی مخزنی سازند آسماری میدان مارون لازم باشد.
    کلیدواژگان: سازند آسماری، مارون، سیکلولاگ، چینه نگاری سکانسی
  • تهمینه خانعلی*، علی صیرفیان صفحه 38
    دراین تحقیق زیست چینه نگاری، ریز رخساره ها ومحیط دیرینه سازند آسماری در نواحی فارس (تنگ ابو الحیات، تاقدیس نااورا،جنوب غرب فیروز آباد، تاقدیس خورموج)،زاگرس مرتفع (تاقدیس شوروم)،زون ایذه(تاقدیس مختار)،فرو افتادگی دزفول (تنگ انبار سفید، تاقدیس دیل،تاقدیس خویز،میدان نفتی آغاجاری(چاه 30) وناحیه لرستان (معمولان، سپید دشت، دهلران وکبیر کوه-دره شهر)مورد بررسی مجدد وبعضا بازنگری کامل قرار گرفته تا شمای جامع تری از سن ومحیط رسوبگذاری این سازند بدست آید. زون های زیستیGlobigerina spp.-Turborotalia cerroazulensis-Hantkenina و Nummulites vascus-Nummulites fichteli (روپلین) در ناحیه فارس گسترش دارد. ریز رخسار ه های سازند آسماری در این زمان عمدتا شامل بیو کلاست پلانکتونیک، نومولیتیده، لپیدوسیکلینیده، وکستون-پکستون بوده وحاکی از رسوبگذاری در رمپ خارجی ومیانی می باشد. زون زیستی Archaias asmari-Archaias hensoni-Miogypsinoides complanatus (شاتین)در نواحی فارس، زاگرس مرتفع، ایذه وفرو افتادگی دزفول دیده می شود. ریز رخسار ه های سازندآسماری در این زمان بطور عمده شامل بیو کلاست پرفوریت –ایم پر فوریت فرامینیفرا وکستون –پکستون ومادستون بوده وحاکی از رسوبگذاری در رمپ داخلی است. زون زیستی Miogypsina-Elphidium sp. 14-Peneroplis farsensis (آکی تانین)در نواحی زاگرس مرتفع، ایذه فرو افتادگی دزفول وبخشی از فارس ولرستان گسترش دارد. ریز رخساره های سازند آسماری در این زمان بطور عمده شامل بیو کلاست پرفوریت –ایم پر فوریت فرامینیفرا وکستون –پکستون –گرینسون ومادستون بوده وحاکی از رسوبگذاری در رمپ داخلی می باشد. زون زیستی Borelis melo curdica-Borelis melo melo(بوردیگالین)در همه نواحی حضور داشته ولی در ناحیه فارس به ندرت دیده می شود. ریز رخساره ها ومحیط رسوبی سازند آسماری همانند زمان آکی تانین می باشد. در برش های تنگ انبار سفید در فرو افتادگی دزفول وسپید دشت در لرستان با توجه به حضور زون زیستی Globigerina spp. وریز رخسار ه پلانکتونیک فرامینیفرا وکستون-پکستون گسترش رمپ خارجی را نیز در زمان بوردیگالین در نواحی مذکور نشان می دهد.
    کلیدواژگان: سازند آسماری، زیست چینه نگاری، ریزرخساره، محیط دیرینه، حوضه زاگرس
  • سعید منیبی*، نواب خدایی، زیبا زمانی پژوه صفحه 52
    واحد های سنگ چینه ای دالان بالائی وکنگان زیرین به ضخامت 225 متر در یکی از برش های تحت الارضی ناحیه خلیج فارس مورد مطالعه قرار گرفت. بر اساس مطالعات زیست چینه ای بر روی توالی های دولومیتی وآهکی واحد دالان بالائی بیش از 30 گونه از فرامینی فرهای شاخص به همراه چندین گونه غیر فرامینی فری شناسائی شده است. بر اساس مطالعات مذکور یک زون تجمعی Paradagmarita/Paraglobivalvulina/Baisalina Assemblage Zone که به 3 زیر زون تجمعی مجزا تفکیک می شود: 1. Rectostipulina quadrata/Globivalvulina vonderschimitti Assemblage subzone 2. Dagmarita chanackchiensis /ichtyolaria latilimbata Assemblage subzone 3. hemigordiopsis renzi/ paradagmarita flabeliformis Assemblage subzone به سن جلفین تا دوراشامین آغازی که در واحد سنگ چینه ای داالان بالائی شناسائی گردید. زون های تجمعی مذکور همراه با ویژگی های سنگ چینه ای آن با توالی ها وزون های تجمعی پرمین بالائی در حوضه تتیس مطابقت زیادی دارند. زون های تجمعی فوقانی ترین بخش واحد دالان بالائی نشان می دهد که مرز سازند های دالان وکنگان (پرمو تریاس)در این ناحیه با یک ناپیوستگی همساز همراه است، بطوریکه شواهدی از وجود رسوبات مربوط به اشکوب دوراشامین انتهایی در این ناحیه یافت نگردید. نا پیوستگی رسوبات در مرز پر موتریاس باعث انقطاع زون های زیستی اواخر پرمین در این ناحیه بوده که تاثیر آن با سایر نقاط دنیا قابل مقایسه است. واحد سنگ چینه ای کنگان زیرین تنها بر اساس چندین جنس از دو کفه ای ها(کلارایا)وسرپیولید ها (اسپیروربیس)به اشکوب اسکیتین (اوایل تریاس زیرین)نسبت داده می شود. این نکته لازم به ذکر است که اجتماع فسیلی فوق الذکر در سایر نواحی ایران نظیر ایران مرکزی والبرز نیز مشاهده شده اند که از ارتباط پالئوبیوژئوگرافی نواحی مذکور با اقلیم زاگرس در زمان های پرمین وتریاس حکایت دارد.
    کلیدواژگان: دالان بالائی، کنگان زیرین، زون تجمعی، مرز پرمو تریاس، ناپیوستگی همساز
  • امیر ملاجان*، مصطفی جاوید، حسین معماریان، بهزاد تخمچی صفحه 72
    توصیف دقیق توزیع سیالات وارزیابی سطوح تماس بین آنها نقش بسیار مهمی در کاهش عدم قطعیت در ارزیابی ذخیره هیدرو کربنی مخزن ودر نتیجه انتخاب استراتژی توسعه میدان دارد. سطوح سیالات مخزن را می توان با نمودار گیری، انجام تست چاه، آزمایشات ویژه مغزه ویا عملیات لرزه نگاری تخمین زد. اما در عمل با توجه به غیر اقتصادی بودن ونیز در دسترس نبودن اطاعات مربوط به تست چاه یا ازمایشات ویژه مغزه وعملیات لرزه نگاری برای همه چاه ها، رایج ترین رویکرد تفسیرنگار های پترو فیزیکی است. از انجا که عموما مرز سیالات مخزنی به علت پیچید گی خصوصیات وضخامت سنگ مخزن، ونیز عواملی همچون اثر واگ، درز وهجوم فیلترای گل حفاری مختل می شود وجود روشی که بتواند این اثرات را تا حد ممکن کاهش دهدضروری به نظر می رسد. در این مقاله که بر روی داده ها 3 چاه مربوط به یکی از میادین جنوب غرب کشور وبه منظور یافتن مرز آب -نفت صورت گرفته روشی جدید وبر مبنای تبدیل موجک پیوسته نگار مقاومت ویژه جهت شناسائی سطوح مختلف سیالات مخزنی ارائه شده است. نتایج عملکرد این روش که با اطاعات تست چاه مورد اعتبار سنجی قرار گرفته است نشان می دهد، که این روش قادر است به نحو مطلوبی مرز سیالات مخزنی را مشخص کند.
    کلیدواژگان: مخازن هیدروکربوری، سطوح تماس سیالات مخزنی، تبدیل موجک پیوسته، نگار مقاومت ویژه
  • حمید شریفی گلویک*، یاسر سلیمی دلشاد صفحه 81
    نفوذ پذیری یکی از پارامتر های اساسی در مطالعه مخازن هیدرو کربوری می باشد که اندازه گیری ان با دقت بالا از اهمیت بسیاری برخوردار است. روش های متداول برای این منظور استفاده از داده های چاه آزمایی ویا اندازه گیری نفوذپذیری نمونه های مغزه حفاری شده از چاه می باشد. عموما در آزمایشگاه به دلیل هزینه کم وسرعت عمل بالا، نفوذ پذیری مطلق گاز نمونه های پلاگ مغزه اندازه گیری می شود. نفوذ پذیری گاز در محیط متخلخل به فشار متوسط تزریق ونوع گاز وابسته است وبا تغییر آن ها نتایج متفاوتی بدست می اید.بنابر این اندازه گیری نفوذپذیری با اشباع کامل نمونه از مایع ویا تعیین نفوذپذیری معادل مایع به طرق دیگر امری ضروری می باشد، که البته این روش مستلزم صرف هزینه وزمان زیاد می باشد. کلینکنبرگ برای اولین بار با بررسی پدیده لغزش گاز در محیط متخلخل واندازه گیری نفوذ پذیری مطلق انواع گازها در فشارهای مختلف رابطه ای برای تعیین نفوذ پذیری معادل مایع ارائه نمود. هدف از این مطالعه ارائه روابطی تجربی برای تعیین نفوذپذیری تصحیح شده کلینکنبرگ (معادل مایع) در سنگ های کربناته کشور، با استفاده از داده های اندازه گیری نفوذ پذیری مطلق گاز می باشد که تاکنون گزارش نشده است. بدین منظور نفوذ پذیری کلینکنبرگ بر روی 541 نمونه پلاگ از سازند های مختلف کربناته جنوب غربی ایران با دامنه گسترده از مقادیر خواص پترو فیزیکی اندازه گیری شد. روابطی نمائی با همبستگی بالا بین نفوذپذیری معادل مایع ونفوذپذیری مطلق گاز بدست آمد. با توجه به فراوانی ومحدوده وسیع نمونه های مورد مطالعه، مدل های تجربی ارائه شده در این مقاله را می توان جهت پیش بینی وتعیین نفوذپذیری معادل مایع در سنگ های کربناته جنوب غربی ایران مورد استفاده قرار داد.
    کلیدواژگان: نفوذپذیری معادل مایع (کلینکنبرگ)، نفوذپذیری مطلق هوا، لغزش گاز، مخازن کربناته
  • مقایسه پارامترهای پیرولیز راک-اول و بایومارکرها / مطالعه موردی: سنگ منشا هورنوالی سیلتستون، مرکز استرالیا
    مهدی شیری*، سید رضا موسوی حرمی، محمدرضا رضایی، علی کدخدایی ایلخچی صفحه 90
    در این مطالعه تعداد 44 نمونه از سنگ های رسوبی سازند هورن والی سیلتستون(Horn Valley Siltstone) از حوضه آمادئوس (Amadeus Basin) در مرکز استرالیا، به وسیله ی دوروش شیمیائی، پیرولیز راک-اول (R-E) وکروماتوگرافی گازی-اسپکترومتری جرمی (GC-MS) مورد تجزیه وتحلیل قرار گرفته اند. این روش ها برای بدست آوردن پارامتر های مستقل از ترکیبات مواد آلی مانند بلوغ حرار تی ومحیط رسوب گذاری استفاده می شوند.این مطالعه انطباق نزدیکی بین اطلاعات بدست آمده از پیرولیز راک –اول وبایو مارکر های (biomarkers) چند حلقه ای مانند هپان ها (hopanes) واسترن ها(steranes)را نشان می دهد. پیرولیزRE و GC-MS نشان می دهد که رسوبات حوضه آمادئوس حاوی رخساره های غنی از مواد آلی در تمام سازند هورن والی سیلتستون می باشد وگواه روشنی بر کروژن II است که در مرحله پنجره تولید نفت قرار گرفته است (اواخر دیاژنز-اواسط کاتاژنز). این پژوهش در حوضه آمادئوس، نشان می دهد که این روش ها بدون شک جهت ارزیابی صحیح پتانسیل نفت زائی سنگهای منشا وتوصیف سریع ویزگی های ژئو شیمیائی رسوبات حاوی مواد آلی مناسب هستند ومی تواند در حوضه های مشابه نیز مورد استفاده قرار گیرد.
    کلیدواژگان: مواد آلی، پیرولیز Rock، Eval، گاز کروماتوگرافی، بایومارکر، هورنوالی سیلتستون، استرالیا
|
  • Bahram Alizadeh Janatmakan*, Neda Ghalavand, Hormoz Heidarifard, Mohammad Hossein Heidari Fard Page 1
    Pabdeh Formation is one of the most important probable source rocks in Mansuri oilfield being under investigation. In this study, hydrocarbon potential of Pabdeh Formation is evaluated. Also effect of sedimentary environment changes on geochemical and hydrocarbon potential variation is studied. To achieve this, hydrocarbon potential of Pabdeh Formation with Rock Eval pyrolysis was investigated. Besides that, gas chromatography and gas chromatography- mass spectrometry data were utilized. Based on this study, in the Late Eocene age, relative sea level had raised, while in the Oligocene age, falling in sea level was occurred. Variation in sea level caused Pabdeh Formation to be heterogeneous in hydrocarbon potential. Pabdeh Formation in Mansuri oilfield from geochemical aspects is divided into three divisions. Lower and Upper zones in this formation, have fair (0.5-1% TOC) to good (1-2% TOC) hydrocarbon potential and contain kerogen type III. These zones have gas production potential. Middle zone, has very good (2-4% TOC) to excellent (>4% TOC) potential and contains kerogen type II and mixed type II and III. Middle zone has oil production potential. Rock Eval data as well as thermal history modeling demonstrate that; Pabdeh Formation is in early oil window, started yielding petroleum since 5-6 million years ago.
    Keywords: Hydrocarbon potential, Pabdeh Formation, Sedimentary environment, Thermal History Modeling, Mansuri Oilfield
  • Shahram Avarjani*, Asadollah Mahboubi, Reza Moussavi, Harami, Hassan Amiri, Bakhtiar Page 23
    The Asmari Formation in the Marun oilfield is composed of fossiliferous limestone, dolomitic limestone, argillaceous limestone, sandstone and shale. It is the major reservoir rock of Iran in several oil fields of the Zagros Basin. The age of Asmari Formation in this oilfield is Oligo-Miocene (Rupelian–Burdigalian). In this study, subsurface correlation between the four wells in the Marun oilfield, based on climate stratigraphy is done by using Cyclolog Software. Nine Positive and ten negative bounding surfaces have been identified. Some positive and negative bounding surfaces coincide with sequence boundaries and maximum flooding surface, respectively. In addition, some of the positive bounding surfaces identified the main time boundary (stage boundaries). Reservoir correlation between the ten compartments reservoir zones of the Asmari Formation in the Marun oilfield is done with these boundary surfaces. Some reservoir zones (especially the lower and middle Asmari reservoir zones) show perfect matching but others do not show the boundary of adaptive zones. It seems combining these data with other factors such as lithology, porosity and permeability, detail revision of reservoir zoning of Asmari Formation in Marun Oilfield is required.
    Keywords: Asmari Formation, Marun, Cyclolog, sequence stratigraphy
  • T. Khanali *, A. Seyrafian Page 38
    In this research, biostratigraphy, microfacies and paleoenvironment of the Asmari Formation in the Fars province (Tang-e Abolhayat, Naura anticline, south-west of Firozabad, Khormuj anticline), High Zagros (Shoorom anticline), Izeh zone (Mokhtar anticline), Dezful Embayment (Tang-e Anbar Sepid, Dill anticline, Khaviz anticline, Aghajari oil field) and Lurestan province (Mamulan, Sepid-Dasht, Dehluran and Kabirkuh-Darreshahr), were reviewed and revised for the comprehensive understanding of age and depositional environments.The Globigerina spp.-Turborotalia cerroazulensis-Hantkenina and Nummulites vascus-Nummulites fichteli assemblage zones (Rupelian) are present in Fars province. The dominated microfacies within the Asmari Formation of the Rupelian time are bioclast planktonic, nummulitidae lepidocyclinidae wackestone-packstone, of an outer and middle ramp depositional setting.The Archaias asmaricus-Archaias hensoni-Miogypsinoides complanatus assemblage zone (Chattian) is present in Fars, High Zagros, Izeh and Dezful Embayment provinces. The dominated microfacies within the Asmari Formation of the Chattian time are bioclast perforate-imperforate foraminifera wackestone-packstone and mudstone, of an inner ramp depositional setting.The Miogypsina-Elphidium sp. 14-Peneroplis farsensis assemblage zone (Aquitanian) is present in High Zagros, Izeh, Dezful Embayment and parts of the Fars and Lurestan provinces. The dominated microfacies within the Asmari Formation of the Aquitanian time are perforate-imperforate foraminifera bioclast wackestone-packstone, grainstone and mudstone, of an inner ramp depositional setting.The Borelis melo curdica-Borelis melo melo assemblage zone (Burdigalian) is present in most areas. But it slightly occurs in Fars province. The microfacies of the Asmari Formation during Burdigalian are similar to those of Aquitanian. In Sepid-Dasht and Tang-e Anbar Sepid sections due to presence Globigerina spp. assemblage zone and planktonic foraminifera wackestone-packstone facies, an outer ramp depositional setting is also suggested.
    Keywords: Asmari Formation, Biostratigraphy, Microfacies, Paleoenvironment, Zagros Basin
  • Monibis.*, Khodaein., Zamani Pozveh, Z Page 52
    The Upper Dalan and Lower Kangan stratigraphic units with 225m thickness were studied in one of the subsurface section in Persian Gulf area. According to the biostrarigraphic investigation on the dolomitic and limestone successions of the Upper Dalan unit, there are more than 30 index foraminifera and non-foraminifera species. One Paradagmarita/ Paraglobivalvulina/ Baisalina Assemblage Zone that divided to three distinct sub- assemblage zones1. Rectostipulina quadrata/ Globivalvulina vonderschimitti Assemblage subzone2. Dagmarita chanackchiensis/ Ichtyolaria latilimbata Assemblage subzone3. Hemigordiopsis renzi/ Paradagmarita flabeliformis Assemblage subzonehave been distinguished in the stratigraphic section representing the Julfian to Earleast Dorashamian stage. The identified microfauna' assemblages can be corresponded to the Late Permian regional biozonation in the Tethys realm. The latest microfauna assemblages in the latest part of Dalan Formation exhibits a significant chronostratigraphic hiatus, just was cited in the Dalan/ Kangan (Permo/Triassic) boundary. There is no any evidence about Latest Dorashamian sediments in the study area. The Permo/Triassic boundary is a paraconformity type in the latest Permian biozones, which can be corresponded to other areas of the world. The Lower Kangan stratigraphic unit can be attributed to the Schytian age (Early Triassic age) on basis of presence of some index fossils such as Bivalves (Claraia sp.) and Serpulids (Spirorbis sp.). It should be stressed that the similar microfauna associations can be seen in other Iranian places such as Central Iran and Alborz areas, which is documented a distinct palaeobiogeographical relationship between the above-mentioned areas and Zagros realm on Permian and Triassic ages.
    Keywords: Upper Dalan, Lower Kangan, assemblage zone, Permo, Triassic boundary, Paraconformity
  • Amir Mollajan*, Mostafa Javid, Hossein Memarian, Behzad Tokhmchi Page 72
    Exact assessment of reservoir fluid contacts and distribution is an important part of reservoir characterization. Reservoir fluid contacts may be detected by petrophysical interpretations, well testing, special core analysis and seismic inverse modeling techniques. In practice, due to non-economic and unavailability of well test and seismic data, wire line log data are commonly used. Since these contacts affected by complexity of reservoir properties, thickness of reservoir rocks, and some factors such as vug effect, fractures and mud filtrate invasion, it is essential to find a way for reducing such these factors. The present study uses data related to three wells of an oil field in southwestern Iran to detect oil-water contact by continues wavelet transform of resistivity log. The results obtained from this method are compared with well test responses to validate the proposed algorithm. The results show that this method is capable to detect fluids contact accurately.
    Keywords: hydrocarbon reservoir, reservoir fluid contact, continues wavelet transform, resistivity well log
  • Hamid Sharifi Galiuk*, Yaser Salimi Delshad Page 81
    Permeability is one of the main parameters in the study of hydrocarbon reservoirs which are needed to be measured correctly. The conventional methods are well testing and direct permeability measurement on the drilled core samples. Absolute air permeability of core plug samples is often measured in the laboratory which is cheap and fast.The absolute air permeability of a rock sample depends on the flowing mean pressure and type of gas and varies with changing them. Hence, measuring liquid permeability of fully saturated core sample or determination of corrected gas permeability which is equivalent to the liquid permeability is essential. This needs to spend enough time and budget. Klinkenberg investigated the effect of gas slippage in porous media and measured absolute permeability of different gases in various mean pressures. He yielded an equation for correcting absolute gas permeability and defining equivalent liquid permeability.The aim of this study was to present some practical relations for determining Klinkenberg corrected gas permeability of carbonate rocks by using their absolute air permeability, which has not been reported yet. For this purpose, Klinkenberg corrected gas permeability of 541 core plugs, with various petrophysical properties from different carbonate formations in the Southwest of Iran was measured. Exponential relations were obtained with very good correlation coefficients. Considering vast petrophysical properties of the studied samples, the yielded equations can be used to predict and determine equivalent liquid permeability of carbonate core samples of Southwest of Iran from their absolute air permeability.
    Keywords: Equivalent Liquid Permeability (Klinkenberg), Absolute Air Permeability, Gas Slippage, Carbonate Reservoirs
  • Mahdi Shiri*, Reza Moussavi, Harami, Mohammadreza Rezaee, Ali Kadkhodaie, Ilkhchi Page 90
    In this study 44 Sedimentary rock samples from the Amadeus Basin, in southern portion of the Northern Territory, Australia, were analyzed by two well-proven organic geochemical
    Methods
    Rock-Eval (RE) pyrolysis and gas chromatography–mass spectrometry (GC–MS) analysis. These techniques were used to obtain independent parameters on organic matter composition, its thermal maturity, and environment of deposition. This study reveals a close concordance between Rock-Eval pyrolysis data and polycyclic biomarkers parameters such as steranes.RE pyrolysis in conjunction with GC–MS analysis show that the Amadeus Basin sediments contain a variable but notable organic-rich facies in the Horn Valley siltstone and prove an unequivocal evidence for Type-II organic matter, which lies dominantly to the peak stage of the conventional oil window (end of diagenesis-middle of catagenesis). The case study from the Amadeus Basin shows that these methods remain undoubtedly suitable for a good assessment of the petroleum potential of source rocks and rapid geochemical characterization of sedimentary organic matter, and can be used in other similar basins.
    Keywords: Organic matter, Rock, Eval pyrolysis, Liquid chromatography, GC–MS, Biomarker, Horn Valley Siltstone, Australia