مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738372016621A comparison of the Surmeh and Dalan formations reservoir potential in the Persian Gulfمقايسه پتانسيل مخزني سازندهاي سورمه و دالان در خليج فارس110fa2016215Abstract The 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. چكيده سازندهاي سورمه و دالان به ترتيب سنگ مخزن بزرگ ترين ميدان هاي نفت و گاز منطقه خليج فارس هستند. بخش اصلي سنگ مخزن اين دو سازند در واحدهاي کربنات بالايي آنها قرار گرفته و از رخساره اُاُييد گرينستون و دولوستون هاي مختلف تشکيل شده است. مقايسه داده هاي پتروفيزيکي حاصل از بررسي مغزه ها، مقاطع نازک و نمودارهاي چاه پيمايي دالان بالايي در ميدان پارس جنوبي و سورمه بالايي در ميدان تابناک گواه آن است که ميانگين تخلخل در مخزن سورمه 15/17% (درجه خيلي خوب) و در مخزن دالان 50/8% (درجه متوسط) است. همچنين، ميانگين تراوايي در مخزن سورمه 308 (خيلي خوب) و در مخزن دالان 30 (متوسط) ميلي دارسي تعيين گرديد. از عوامل اصلي تفاوت آشکار بين خواص مخزني دو سازند مورد مطالعه بايد به شرايط و محيط رسوبگذاري، بافت و کاني شناسي اوليه و تاريخچه دياژنتيکي متفاوت آنها اشاره کرد. کاهش محسوس خصوصيات مخزني سازند دالان با افزايش عمق بيانگر تأثير زياد دفن عميق همراه با افزايش تراکم و تشکيل سيمان در اين سازند است. در مقابل، پتانسيل بالاي مخزن سورمه ناشي از حفظ تخلخل بين دانه اي در اثر سيماني شدن ناقص پيش از تدفين و گسترش تخلخل بين بلوري حاصل از دولوميتي شدن آن است. نبود ارتباط کافي با سنگ منشأ مناسب سبب شده است که سازند سورمه علي رغم کيفيت مخزني بهتر و ضخامت بيشتر در شمال خليج فارس از درجه اشباع هيدروکربن و توان توليد کمتري برخوردار باشد. http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33732

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738372016621 Microfacies and palaeoecology of the Asmari Formation in southeast flank of the Khami anticline (east of Gachsaran) and Correlation with two other sections of the Asmari Formation in the Zagros Basinريز رخساره ها و پالئواکولوژي سازند آسماري در يال جنوب شرقي تاقديس خامي (شرق گچساران) و مقايسه با دو برش ديگر از سازند آسماري در حوضه زاگرس110faهمتارنجبردانشگاه اصفهانعلیرحمانیشرکت ملی نفت -مناطق نفت خیز جنوب2016215 Abstract In 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. چکيده به منظور مشخص شدن ويژگي هاي رخساره اي و شرايط پالئواکولوژيکي حاکم بر محيط رسوبگذاري سازند آسماري، برش يال جنوب شرقي تاقديس خامي با ضخامت ٢٧٠ متر مورد مطالعه قرار گرفته است. مطالعات آزمايشگاهي و بررسيهاي صحرايي منجر به شناسايي ١٢ ريزرخساره شامل: نوموليتيده لپيدوسيکلينا پکستون/رودستون، بايوکلاست کوراليناسه آ بنتيک فرامينيفرا (منفذدار) پکستون، بايوکلاست کوراليناسه آ نئوروتاليا پکستون، اائيد گرينستون، بايوکلاست گرينستون، ميليوليدا روتاليا نوموليتيده پکستون، ميليوليدا کوراليناسه آ کورال فلوتستون/گرينستون، بايوکلاست بنتيک فرامينيفرا (بدون منفذ) پکستون/گرينستون، ميليوليدا اکينيد وکستون/پکستون، دندريتينا ميليوليدا پلوئيدال پکستون/گرينستون، مادستون کوارتزدار و مادستون اينتراکلاست دار گرديد که در قسمت هاي سراشيب قاره، سد ، لاگون و پهنه جزرو مدي رسوبگذاري کرده اند. بطور کلي اين رسوبات تحت 3 نوع متفاوت از شوري از 34psu تا بيش از 50psu ، در محيطي با زون نوري اليگوفوتيک تا يوفوتيک و تحت رژيم غذايي اليگوتروفي-مزوتروفي ضعيف تا يوتروفي در مدت زمان (شاتين تا بورديگالين) در يک پلاتفرم کربناته از نوع رمپ هموکلينال تشکيل شده اند. مقايسه سازند آسماري در برش مورد مطالعه (شرق گچساران) با دو برش ديگر (جنوب فيروز آباد و شمال گچساران) حاکي از رسوبگذاري سازند آسماري در محيط دريايي با شوري نرمال در جنوب فيروزآباد در زمان روپلين مي باشد. محيط دريايي با شوري نرمال در زمان شاتين در ناحيه گچساران توسعه يافته و افزايش شوري محيط در ناحيه فيروزآباد در همين زمان محسوس مي گردد. ناحيه گچساران در زمان آکي تانين و بورديگالين نيز با افزايش شوري محيط مواجه بوده است. http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33733

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738372016621Study of Petrography & Petrophysics of Permian- Triassic carbonate sediments in Qatar –South Pars Archمطالعه پتروگرافي و پتروفيزيکي سازندهاي کربناته پرمو- ترياس (دالان و کنگان) در محدوده کمان قطر واقع در خليج فارس110fa2016215Abstract Dalan 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 i چكيده سازندهاي پرموترياس يکي از عظيم ترين مخزنهاي گازي کربناته حوضه خيلج فارس و کشور هاي مجاور آن محسوب مي شود. سنگ شناسي عمومي آنها از جنس سنگ آهك، دولوميت و انيدريت مي باشد. رخساره هاي اين سازندها در محيطهاي رسوبگذاري متنوعي از جمله محيط دريايي كم عمق، پرانرژي، حد جزر و مدي، محيطهاي دريايي نيمه ‌آزاد، سدي و لاگوني انباشته شده است. هدف از اين مطالعه، سرشت نمايي و بررسي خواص مخزني و تعيين ميکروفاسيس هاي اين سازندها و نهايتا" ارزيابي کيفيت مخزني آنها از روي مقاطع نازک حاصل از مغزه ها و خرده سنگ هاي حفاري و اطلاعات نمودار هاي چاه نگاري مربوط به اين سازندها در ميادين مختلف موجود در محدوده کمان قطر است. براساس اين مطالعه، اين سازندها از لحاظ ليتواستراتيگرافي در مجموع به چهار زون k1-k4 تقسيم بندي شده و هر يک از اين زونها يا واحدها خود به زير واحدهاي مختلفي تقسيم شده اند. از نظر كيفيت مخزني اين زونها در چهار گروه ضعيف، متوسط، خوب و خيلي خوب قرار داده شده اند، به طوريکه زون k4 داراي بالاترين کيفيت مخزني و زون k1 داراي کمترين کيفيت مخزني است. رسم نقشه هاي هم ضخامت و هم عمق، همچنين انجام تطابق ميان چاههاي مختلف و نيز مدل سه بعدي چينه شناسي زونهاي فوق، نشانگر کاهش ضخامت از غرب به شرق مي باشد. از نظر عمقي نيز اين سازندها در قسمتهاي جنوب شرقي در اعماق بيشتري قرار گرفته اند، بصورتي که در ميدان سلمان عمق قرار گيري اين سازندها بيشتر از ساير ميدانهاي مورد مطالعه است. مطالعه ميکروسکوپي مقاطع نازك حاصل از مغزه هاي حفاري در اين سازندها، از نظر بافت و نوع سنگ شناسي منجر به شناسايي رخساره هاي سنگي گوناگون از جمله رخساره توده انيدريتي، رخساره دولومادستون يا مادستون دولوميتي، رخساره دولوباندستون ترومبوليتي و استروماتوليتي، رخساره دولووكستون/ پكستون، رخساره دولوگرينستون هاي فاقد سيمان انيدريتي و رخساره گرينستوني شد که با بررسي خواص پتروفيزيکي (تخلخل و تراوايي) بر روي اين رخساره ها، هر يک آنها از نظر كيفيت مخزني در چهار گروه ضعيف، متوسط، خوب و خيلي خوب قرار داده شدند. http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33734

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738372016621Study of Petrography & Petrophysics of Permian- Triassic carbonate sediments in Qatar –South Pars Archمطالعه پتروگرافي و پتروفيزيکي سازندهاي کربناته پرمو- ترياس (دالان و کنگان) در محدوده کمان قطر واقع در خليج فارس110faعلیرضا بشریشرکت ملی نفت ایران 2016215 Abstract Dalan 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. سازندهاي پرموترياس يکي از عظيم ترين مخزنهاي گازي کربناته حوضه خيلج فارس و کشور هاي مجاور آن محسوب مي شود. سنگ شناسي عمومي آنها از جنس سنگ آهك، دولوميت و انيدريت مي باشد. رخساره هاي اين سازندها در محيطهاي رسوبگذاري متنوعي از جمله محيط دريايي كم عمق، پرانرژي، حد جزر و مدي، محيطهاي دريايي نيمه ‌آزاد، سدي و لاگوني انباشته شده است. هدف از اين مطالعه، سرشت نمايي و بررسي خواص مخزني و تعيين ميکروفاسيس هاي اين سازندها و نهايتا" ارزيابي کيفيت مخزني آنها از روي مقاطع نازک حاصل از مغزه ها و خرده سنگ هاي حفاري و اطلاعات نمودار هاي چاه نگاري مربوط به اين سازندها در ميادين مختلف موجود در محدوده کمان قطر است. براساس اين مطالعه، اين سازندها از لحاظ ليتواستراتيگرافي در مجموع به چهار زون k1-k4 تقسيم بندي شده و هر يک از اين زونها يا واحدها خود به زير واحدهاي مختلفي تقسيم شده اند. از نظر كيفيت مخزني اين زونها در چهار گروه ضعيف، متوسط، خوب و خيلي خوب قرار داده شده اند، به طوريکه زون k4 داراي بالاترين کيفيت مخزني و زون k1 داراي کمترين کيفيت مخزني است. رسم نقشه هاي هم ضخامت و هم عمق، همچنين انجام تطابق ميان چاههاي مختلف و نيز مدل سه بعدي چينه شناسي زونهاي فوق، نشانگر کاهش ضخامت از غرب به شرق مي باشد. از نظر عمقي نيز اين سازندها در قسمتهاي جنوب شرقي در اعماق بيشتري قرار گرفته اند، بصورتي که در ميدان سلمان عمق قرار گيري اين سازندها بيشتر از ساير ميدانهاي مورد مطالعه است. مطالعه ميکروسکوپي مقاطع نازك حاصل از مغزه هاي حفاري در اين سازندها، از نظر بافت و نوع سنگ شناسي منجر به شناسايي رخساره هاي سنگي گوناگون از جمله رخساره توده انيدريتي، رخساره دولومادستون يا مادستون دولوميتي، رخساره دولوباندستون ترومبوليتي و استروماتوليتي، رخساره دولووكستون/ پكستون، رخساره دولوگرينستون هاي فاقد سيمان انيدريتي و رخساره گرينستوني شد که با بررسي خواص پتروفيزيکي (تخلخل و تراوايي) بر روي اين رخساره ها، هر يک آنها از نظر كيفيت مخزني در چهار گروه ضعيف، متوسط، خوب و خيلي خوب قرار داده شدند.http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33735

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738372016621 Biostratigraphy of the Cretaceous/ Paleogene boundary in the Chahardeh section (Izeh zone, Khuzestan province)بايوستراتيگرافي مرز کرتاسه-پالئوژن در برش چهارده (زون ايذه، خوزستان)110faنسرین هداوند خانیدانشگاه شهید بهشتیعباس صادقیدانشگاه شهید بهشتیعلیرضا طهماسبیمدیریت اکتشافمحمد حسین آدابیدانشگاه شهید بهشتی2016216 Abstract In 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. چکيده به منظور مطالعه مرز کرتاسه/ پالئوژن در زون ايذه 100 متر از رسوبات رأس سازند گورپي در برش چهارده مورد نمونه برداري قرار گرفت. اين رسوبات به طور عمده از شيل و مارن سبزرنگ تشکيل شده است. بر اساس فرامينيفرهاي پلانکتوني 6 بايوزون زير در رسوبات مذکور شناسايي و معرفي گرديد: - 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 اين برش بر مبناي بايوزون هاي فوق 80.25 متر پايين تر از مرز سازندهاي گورپي- پابده قرار دارد. در اين مطالعه زون هاي زيستي شناسايي شده با زون هاي فرامينيفرهاي پلانکتوني در مرز کرتاسه/ پالئوژن ديگر نقاط تتيس مقايسه گرديد. http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33736

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738372016621Investigation of Garue Shale as an Unconventional Hydrocarbon Reservoirبررسي شيل‌هاي سازند گرو در منطقه لرستان به عنوان منابع نامتعارف هيدروکربني110faامینهلطفی یاردانشگاه سمنانعلیچهرازینفت فلات قارهنادر ثابتیمدیریت اکتشاف نفت2016216 Abstract Nowadays 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. چکيده امروزه منابع نامتعارف، با توجه به افزايش قيمت و تقاضاي جهاني براي سوخت‌هاي فسيلي مورد توجه بسياري از کشورها قرار گرفته است. شيل‌هاي گازي يکي از مهمترين منابع نامتعارف محسوب مي‌شوند. شيل گازي سنگ دانه‌ريز غني از مواد آلي و داراي ذخيره اقتصادي گازي است. سازند شيل گازي داراي تخلخل پايين بوده و براي داشتن توليد اقتصادي از آن ايجاد شکستگي ضروري است. در اين پژوهش، شيل‌هاي سازند گرو در منطقه لرستان (مطالعه موردي نمونه‌هاي خرده‌هاي حفاري چاه باباقير1) به عنوان پتانسيل منابع نامتعارف بررسي شده است. سازند گرو شامل تناوب آهک‌ رسي سياه راديولردار، شيل‌هاي سياه‌رنگ بيتومن‌دار پيريتي و چرتي آمونيت و بلمنيت‌دار است. پلانکتون‌ و راديولارها نشان دهنده حوضه عميق دريايي هستند، وريز سنگواره‌ها نشان مي‌دهد که سازند گرو داراي سن نئوکومين تا کنياسين است. بررسي دادههاي ژئوشيميايي نشان مي‌دهد، سازند گرو از لحاظ محتواي کربن آلي، داراي کيفيت خوب (محدوده مناسب TOC) است. همچنين کروژن موجود در سازند گرو از نوع کروژن III بوده و لذا سنگ منشآ گاززا را نشان مي‌دهد. اين داده‌ها رخساره عميق براي منطقه را پيشنهاد مي‌کند. پراش پرتو ايکس و مطالعات کاني‌شناسي نشان مي‌دهد که سازند گرو داراي محتواي کاني رسي کمتر از 4 درصد (4-3 درصد)، و شکنندگي متوسط به بالاست و براي اهداف حفاري مناسب خواهد بود. بررسي مجموعه مطالعات صورت گرفته نشان داده است که سازند گرو در منطقه لرستان را مي‌توان به عنوان شيل گازي در نظر گرفت. http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33737

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738372016621A comparison of the Surmeh and Dalan formations reservoir potential in the Persian Gulfمقايسه پتانسيل مخزني سازندهاي سورمه و دالان در خليج فارس110fa2016216 Abstract The 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. چكيده سازندهاي سورمه و دالان به ترتيب سنگ مخزن بزرگ ترين ميدان هاي نفت و گاز منطقه خليج فارس هستند. بخش اصلي سنگ مخزن اين دو سازند در واحدهاي کربنات بالايي آنها قرار گرفته و از رخساره اُاُييد گرينستون و دولوستون هاي مختلف تشکيل شده است. مقايسه داده هاي پتروفيزيکي حاصل از بررسي مغزه ها، مقاطع نازک و نمودارهاي چاه پيمايي دالان بالايي در ميدان پارس جنوبي و سورمه بالايي در ميدان تابناک گواه آن است که ميانگين تخلخل در مخزن سورمه 15/17% (درجه خيلي خوب) و در مخزن دالان 50/8% (درجه متوسط) است. همچنين، ميانگين تراوايي در مخزن سورمه 308 (خيلي خوب) و در مخزن دالان 30 (متوسط) ميلي دارسي تعيين گرديد. از عوامل اصلي تفاوت آشکار بين خواص مخزني دو سازند مورد مطالعه بايد به شرايط و محيط رسوبگذاري، بافت و کاني شناسي اوليه و تاريخچه دياژنتيکي متفاوت آنها اشاره کرد. کاهش محسوس خصوصيات مخزني سازند دالان با افزايش عمق بيانگر تأثير زياد دفن عميق همراه با افزايش تراکم و تشکيل سيمان در اين سازند است. در مقابل، پتانسيل بالاي مخزن سورمه ناشي از حفظ تخلخل بين دانه اي در اثر سيماني شدن ناقص پيش از تدفين و گسترش تخلخل بين بلوري حاصل از دولوميتي شدن آن است. نبود ارتباط کافي با سنگ منشأ مناسب سبب شده است که سازند سورمه علي رغم کيفيت مخزني بهتر و ضخامت بيشتر در شمال خليج فارس از درجه اشباع هيدروکربن و توان توليد کمتري برخوردار باشد http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33738

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738372016621 Microfacies and palaeoecology of the Asmari Formation in southeast flank of the Khami anticline (east of Gachsaran) and Correlation with two other sections of the Asmari Formation in the Zagros Basinريز رخساره ها و پالئواکولوژي سازند آسماري در يال جنوب شرقي تاقديس خامي (شرق گچساران) و مقايسه با دو برش ديگر از سازند آسماري در حوضه زاگرس110faهمتارنجبردانشگاه اصفهانعلیرحمانیشرکت ملی نفت -مناطق نفت خیز جنوب2016216 Abstract In 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. چکيده به منظور مشخص شدن ويژگي هاي رخساره اي و شرايط پالئواکولوژيکي حاکم بر محيط رسوبگذاري سازند آسماري، برش يال جنوب شرقي تاقديس خامي با ضخامت ٢٧٠ متر مورد مطالعه قرار گرفته است. مطالعات آزمايشگاهي و بررسيهاي صحرايي منجر به شناسايي ١٢ ريزرخساره شامل: نوموليتيده لپيدوسيکلينا پکستون/رودستون، بايوکلاست کوراليناسه آ بنتيک فرامينيفرا (منفذدار) پکستون، بايوکلاست کوراليناسه آ نئوروتاليا پکستون، اائيد گرينستون، بايوکلاست گرينستون، ميليوليدا روتاليا نوموليتيده پکستون، ميليوليدا کوراليناسه آ کورال فلوتستون/گرينستون، بايوکلاست بنتيک فرامينيفرا (بدون منفذ) پکستون/گرينستون، ميليوليدا اکينيد وکستون/پکستون، دندريتينا ميليوليدا پلوئيدال پکستون/گرينستون، مادستون کوارتزدار و مادستون اينتراکلاست دار گرديد که در قسمت هاي سراشيب قاره، سد ، لاگون و پهنه جزرو مدي رسوبگذاري کرده اند. بطور کلي اين رسوبات تحت 3 نوع متفاوت از شوري از 34psu تا بيش از 50psu ، در محيطي با زون نوري اليگوفوتيک تا يوفوتيک و تحت رژيم غذايي اليگوتروفي-مزوتروفي ضعيف تا يوتروفي در مدت زمان (شاتين تا بورديگالين) در يک پلاتفرم کربناته از نوع رمپ هموکلينال تشکيل شده اند. مقايسه سازند آسماري در برش مورد مطالعه (شرق گچساران) با دو برش ديگر (جنوب فيروز آباد و شمال گچساران) حاکي از رسوبگذاري سازند آسماري در محيط دريايي با شوري نرمال در جنوب فيروزآباد در زمان روپلين مي باشد. محيط دريايي با شوري نرمال در زمان شاتين در ناحيه گچساران توسعه يافته و افزايش شوري محيط در ناحيه فيروزآباد در همين زمان محسوس مي گردد. ناحيه گچساران در زمان آکي تانين و بورديگالين نيز با افزايش شوري محيط مواجه بوده است. http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33739

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738372016621Microfacies and palaeoecology of the Asmari Formation in southeast flank of the Khami anticline (east of Gachsaran) and Correlation with two other sections of the Asmari Formation in the Zagros Basinريز رخساره ها و پالئواکولوژي سازند آسماري در يال جنوب شرقي تاقديس خامي (شرق گچساران) و مقايسه با دو برش ديگر از سازند آسماري در حوضه زاگرس110faهمتارنجبردانشگاه اصفهانعلیرحمانیمدیریت اکتشاف نفت2016216 Abstract In 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. چکيده به منظور مشخص شدن ويژگي هاي رخساره اي و شرايط پالئواکولوژيکي حاکم بر محيط رسوبگذاري سازند آسماري، برش يال جنوب شرقي تاقديس خامي با ضخامت ٢٧٠ متر مورد مطالعه قرار گرفته است. مطالعات آزمايشگاهي و بررسيهاي صحرايي منجر به شناسايي ١٢ ريزرخساره شامل: نوموليتيده لپيدوسيکلينا پکستون/رودستون، بايوکلاست کوراليناسه آ بنتيک فرامينيفرا (منفذدار) پکستون، بايوکلاست کوراليناسه آ نئوروتاليا پکستون، اائيد گرينستون، بايوکلاست گرينستون، ميليوليدا روتاليا نوموليتيده پکستون، ميليوليدا کوراليناسه آ کورال فلوتستون/گرينستون، بايوکلاست بنتيک فرامينيفرا (بدون منفذ) پکستون/گرينستون، ميليوليدا اکينيد وکستون/پکستون، دندريتينا ميليوليدا پلوئيدال پکستون/گرينستون، مادستون کوارتزدار و مادستون اينتراکلاست دار گرديد که در قسمت هاي سراشيب قاره، سد ، لاگون و پهنه جزرو مدي رسوبگذاري کرده اند. بطور کلي اين رسوبات تحت 3 نوع متفاوت از شوري از 34psu تا بيش از 50psu ، در محيطي با زون نوري اليگوفوتيک تا يوفوتيک و تحت رژيم غذايي اليگوتروفي-مزوتروفي ضعيف تا يوتروفي در مدت زمان (شاتين تا بورديگالين) در يک پلاتفرم کربناته از نوع رمپ هموکلينال تشکيل شده اند. مقايسه سازند آسماري در برش مورد مطالعه (شرق گچساران) با دو برش ديگر (جنوب فيروز آباد و شمال گچساران) حاکي از رسوبگذاري سازند آسماري در محيط دريايي با شوري نرمال در جنوب فيروزآباد در زمان روپلين مي باشد. محيط دريايي با شوري نرمال در زمان شاتين در ناحيه گچساران توسعه يافته و افزايش شوري محيط در ناحيه فيروزآباد در همين زمان محسوس مي گردد. ناحيه گچساران در زمان آکي تانين و بورديگالين نيز با افزايش شوري محيط مواجه بوده است. http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33740

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738372016621 Wellbore Stability Analysis During Drilling Using Geomechanical Model and FLAC3D Software in Asmari Reservoir, Ahwaz Oil Fieldتحليل پايداري ديواره چاه در زمان حفاري با استفاده از مدل ژئومکانيکي و نرم افزار FLAC3D در مخزن آسماري ميدان نفتي اهواز110faمحمدمیرانیدانشگاه امیدیه2016216 Abstract Oil 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. چکيده مخازن نفتي، يکي از مهمترين منابع توليد انرژي به شمار مي آيند که به دليل داشتن شرايط ويژه مکانيک سنگي، قابليت حفظ و نگهداري سيالات هيدروکربني را دارند. از آنجاکه مهمترين عامل جهت دسترسي به اين مخازن نفتي و آگاهي از شرايط زمين در اعماق بيشتر حفر چاه مي باشد، لذا يکي از مهمترين فرآيندهايي که در طول زمان بهره برداري از مخزن نفتي، بايستي بدان توجه ويژه اي نمود، پيش بيني و طراحي دقيق پايداري ديواره چاه نفتي و داشتن اطالاعات کافي از وضعيت تنش هاي برجا منطقه در زمان حفاري چاه هاي نفتي مي باشد. عدم تجزيه و تحليل دقيق پايداري چاه مي تواند مشکلات بسياري مانند ريزش چاه، شکست، مچالگي لوله جداري،گيرکردن لوله ها و مته حفاري را بوجود آورد. در اين تحقيق پايداري يک چاه نفتي، در سازند آسماري واقع در ميدان نفتي اهواز با استفاده از نرم افزار عددي FLAC3D و اطلاعات بدست آمده از نمودار هاي چاه پيمايي در دو بخش مورد ارزيابي و تحليل قرار گرفته و نتايج آن ارائه شده است. فشار و وزن گل حفاري در آغاز حرکت پلاستيک ديواره چاه و همچنين آغاز گسيختگي برشي در ديواره چاه نيز بدست آمده است. فشار و وزن گل حفاري در آغاز حرکت پلاستيک ديواره چاه و همچنين آغاز گسيختگي برشي در ديواره چاه، براي 7.5 متر از سازند که ليتولوژي آن عمدتا شامل آهک مارني و ماسه سنگ بوده، و نيز براي 6متر از سازند که داراي خصوصيت آهک سخت مي باشد،بدست آمده است. همچنين تحليل پايداري چاه در امتداد قائم، تنش افقي حداقل و تنش افقي حداکثر انجام شده است. آغاز حرکت پلاستيک و گسيختگي برشي در ديواره چاه در بخش اول به ترتيب در فشار گل هاي33 و4/26 مگاپاسکال و در بخش دوم در فشار گل هاي 45 و 30 مگاپاسکال اتفاق مي افتد. نتايج نشان مي دهد شکست کششي در امتداد تنش افقي حداکثر و گسيختگي برشي در امتداد تنش افقي حداقل مي باشند. همچنين نتايج تحليل به دليل پايين بودن خصوصيات مکانيک سنگي لايه ماسه سنگي حاکي از بيشترين ميزان جابجايي و ريزش، و کوچک بودن محدوده اي ايمن گل حفاري در اين لايه مي باشند. http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33741