مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738352016621• Quantifying alkaline sensitivity of Fahlyian Formation by alkaline flooding and formation damage evaluation • سنجش حساسیت سازند کربناته فهیلان توسط تزریق سیال های قلیائی وارزیابی میزان آسیب سازند110faعلیحسنی پژوهشگاه صنعت نفتسید علی مرتضوی پژوهشگاه صنعت نفت201637Secondray and Tertiary recovery can lead to severe and Permanent reductions in permebility due to the interactions between injected fluids and the reservoir rock that is especially true in high clay content , low permebility , poorly consolidatel reservoir. After the fluid with a high PH value enters the reservoir , the texture of clay minerals and siliceous cement in the reservoir is destroyed due to the dissolution of clay minerals and cement and the release of fine particles produced, thus causing reservior plugging. Formation damage could be both temporarily due to the precipitation of reaction products caused by interaction between high PH fluids and reservior rock which will result in pore plugging .In this study , a series of core flooding experiments have been carried out to determine the critical PH of Alkaline fluids for plug samples of Fahlyian carbonate formation. Alkaline fluids with different PH (7, 8.5, 10 and 12) were injected into plug samples and the alkaline sensitivity of the carbonate formation has been measured in both qualitative and quantitative forms by a new applicable method .using this approach will result in the accurate estimation of the degree of formation damage .result indicate that used plugs show different behavior when exposed to fluids with different alkalinity and the degree of resulted formation damage varies form zero to serious and in certain cases are noticeable and Ireversible.therefore ,PH of injecting fluids must be kept less than its threshold value to prevent formation damage. چکیده بازیافت ثانویه وثالثیه می تواند منجر به کاهش شدید ویا دائمی نفوذپذیری سنگ شود که دلیل اصلی آن واکنش بین سیال های تزریقی وسنگ مخزن است .این امر بویژه در مخازنی با در صد رس بالا ،نفوذ پذیری کم سنگ شدگی ضعیف دیده می شود پس از ورود سیالی با PH بالا به درون سنگ مخزن ،بافت کانی های رسی وسیمان سیلیسی موجود در مخزن به دلیل انحلال کانی های رسی وسیمان ، آزاد شدن ذرات ریز ومهاجرت آنها تخریب شده ومنجر به بسته شدن منافذ موجود در سنگ مخزن می گردد .آسیب سازند نیز ممکن است بطور موقتی وبرگشت پذیر ویا دائمی که ناشی از رسوب محصولات حاصل از واکنش بین سیالهای دارای PH بالا وسنگ مخزن بوده ومنجر به بسته شدن منافذ می گردد، اتفاق بیفتد .در تحقیق حاضر یکسری آزمایش های تزریق به منظور تعیین PH های متفاوت (12،10،807.5)به درون سنگ تزریق شده ومیزان حساسیت نمونه مغزه های کربناته نسبت به سیالهای قلیائی به توسط یک روش جدید وکاربردی اندازه گیری شده است .استفاده از روش ارائه شده منجر به تعیین میزان دقیق پارامتر آسیب سازند خواهد شد .نتایج نشان می دهد که نمونه های مورد استفاده رفتارهای متفاوتی را نسبت به تزریق سیالهای قلیائی از خود نشان داده وآسیب ایجاد شده در آنها ازبدون آسیب تا آسیب جدی متغیر است که در بعضی از موارد قابل ملاحظه وبرگشت ناپذیر است .لذا می بایست میزان PH سیال های تزریقی در چاه کمتر از مقدار بحرانی آن نگاه داشته شود تا از بروز آسیب سازند جلو گیری گردد .

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33752

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738352016621Propsing new approach for litho-facies modeling by use of Markov Chain method , an Iranian oil fieldارائه راهکاری جدید در مدل سازی رخساره های سنگی با استفاده از روش زنجیره مارکوف در یکی از میادین نفتی ایران ارکوف در یکی از110faهانیه نیکو گفتار دانشگاه تهران201637Reconnaissance and interpretation of underground heterogeneity, particularly litho-facies,always plays an important role in evaluation and management of hy dro carbon resources.between various methods presented for modeling discrete characteristics of hydrocarbon reservoies such as litho-facies ,One with a more proper con formity with actual condition of reservoie facies is of great ad vantage . formed on basis of pro bability and presenting transition matrix, markov method is widely applied as a powerful tools for modeling the facies .In the present study , first the method is introduced in details; then, in order to optimize it, suggestion is made based on changing the type of the move of chain in simulation procedure. the case study is a 12 km long 110 m thick section of Anhydrite and three major members of asmari Formation from an oil field, South-West Iran.This section is modeed through Markov procedure and proposed solution .The models set indicated that on basis of using the deta from two wells and five seis mic horizons, best result ,with 90% accuracy , is for reciprocatng motion. شناسائی وتفسیر ناهمگنی های زیر سطحی به ویژه رخساره های سنگی ،همواره نقش اساسی در ارزیابی ومدیریت منابع هیدروکربوری دارد .روش های متنوعی برای مدل سازی ویژگی های گسسته مخازن هیدروکربوری ، نظیر رخساره های سنگی ، ارائه شده اند که از این میان ارائه روشی نوین که نتایج ان تطابق بهتری با واقعیت رخساره های مخزنی داشته باشد ، همواره مورد توجه بوده است امروزه زنجیر مار کوف به عنوان روشی قدرتمند برای مدل سازی رخساره ها مورد استفاده قرار می گیرد که بر مبنای احتمالات شرطی وارائه ماتریس انتقال حالات است ودر این مطالعه علاوه بر معرفی روش مدل سازی زنجیره مارکوف ،جهت بهبود این روش به پیشنهاد راهکاری پرداخته شده است .این راهکار بر مبنای تییر نوع حرکت زنجیره در روش مارکوف استوار است .مطالعه حاضر بر روی یکی از میادین هیدروکربوری جنوب غرب ایران صورت گرفته است که در ان سازند آسماری مخزن اصلی هیدرو کربور را تشکیل می دهد که به مد ل سازی سه بخش اصلی سازند اسماری وپوش سنگ آن در یک مقطع به طول 12 کیلو متر وضخامت 110 با استفاده از فرایند مارکوف وراهکار پیشنهادی پرداخته شده است .بهترین نتیجه مدل سازی با استفاده از اطلاعات دو چاه وپنج افق لرزه ای برای حالت به کار گیری حرکت رفت وبرگشتی بوده که بطور متوسط دقت 90در صد را به همراه داشته است .

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33753

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738352016621Propsing new approach for litho-facies modeling by use of Markov Chain method , an Iranian oil fieldارائه راهکاری جدید در مدل سازی رخساره های سنگی با استفاده از روش زنجیره مارکوف در یکی از میادین نفتی ایران ارکوف در یکی از110faهانیه نیکو گفتار دانشگاه تهرانبهزادتخم چیدانشگاه تهرانعباسبحرودیدانشگاه تهرانغلامحسین نوروزیدانشگاه تهران201637Reconnaissance and interpretation of underground heterogeneity, particularly litho-facies,always plays an important role in evaluation and management of hy dro carbon resources.between various methods presented for modeling discrete characteristics of hydrocarbon reservoies such as litho-facies ,One with a more proper con formity with actual condition of reservoie facies is of great ad vantage . formed on basis of pro bability and presenting transition matrix, markov method is widely applied as a powerful tools for modeling the facies .In the present study , first the method is introduced in details; then, in order to optimize it, suggestion is made based on changing the type of the move of chain in simulation procedure. the case study is a 12 km long 110 m thick section of Anhydrite and three major members of asmari Formation from an oil field, South-West Iran.This section is modeed through Markov procedure and proposed solution .The models set indicated that on basis of using the deta from two wells and five seis mic horizons, best result ,with 90% accuracy , is for reciprocatng motion. شناسائی وتفسیر ناهمگنی های زیر سطحی به ویژه رخساره های سنگی ،همواره نقش اساسی در ارزیابی ومدیریت منابع هیدروکربوری دارد .روش های متنوعی برای مدل سازی ویژگی های گسسته مخازن هیدروکربوری ، نظیر رخساره های سنگی ، ارائه شده اند که از این میان ارائه روشی نوین که نتایج ان تطابق بهتری با واقعیت رخساره های مخزنی داشته باشد ، همواره مورد توجه بوده است امروزه زنجیر مار کوف به عنوان روشی قدرتمند برای مدل سازی رخساره ها مورد استفاده قرار می گیرد که بر مبنای احتمالات شرطی وارائه ماتریس انتقال حالات است ودر این مطالعه علاوه بر معرفی روش مدل سازی زنجیره مارکوف ،جهت بهبود این روش به پیشنهاد راهکاری پرداخته شده است .این راهکار بر مبنای تییر نوع حرکت زنجیره در روش مارکوف استوار است .مطالعه حاضر بر روی یکی از میادین هیدروکربوری جنوب غرب ایران صورت گرفته است که در ان سازند آسماری مخزن اصلی هیدرو کربور را تشکیل می دهد که به مد ل سازی سه بخش اصلی سازند اسماری وپوش سنگ آن در یک مقطع به طول 12 کیلو متر وضخامت 110 با استفاده از فرایند مارکوف وراهکار پیشنهادی پرداخته شده است .بهترین نتیجه مدل سازی با استفاده از اطلاعات دو چاه وپنج افق لرزه ای برای حالت به کار گیری حرکت رفت وبرگشتی بوده که بطور متوسط دقت 90در صد را به همراه داشته است .

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33754

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738352016621Propsing new approach for litho-facies modeling by use of Markov Chain method , an Iranian oil fieldارائه راهکاری جدید در مدل سازی رخساره های سنگی با استفاده از روش زنجیره مارکوف در یکی از میادین نفتی ایران ارکوف در یکی از110fa201637Reconnaissance and interpretation of underground heterogeneity, particularly litho-facies,always plays an important role in evaluation and management of hy dro carbon resources.between various methods presented for modeling discrete characteristics of hydrocarbon reservoies such as litho-facies ,One with a more proper con formity with actual condition of reservoie facies is of great ad vantage . formed on basis of pro bability and presenting transition matrix, markov method is widely applied as a powerful tools for modeling the facies .In the present study , first the method is introduced in details; then, in order to optimize it, suggestion is made based on changing the type of the move of chain in simulation procedure. the case study is a 12 km long 110 m thick section of Anhydrite and three major members of asmari Formation from an oil field, South-West Iran.This section is modeed through Markov procedure and proposed solution .The models set indicated that on basis of using the deta from two wells and five seis mic horizons, best result ,with 90% accuracy , is for reciprocatng motion. شناسائی وتفسیر ناهمگنی های زیر سطحی به ویژه رخساره های سنگی ،همواره نقش اساسی در ارزیابی ومدیریت منابع هیدروکربوری دارد .روش های متنوعی برای مدل سازی ویژگی های گسسته مخازن هیدروکربوری ، نظیر رخساره های سنگی ، ارائه شده اند که از این میان ارائه روشی نوین که نتایج ان تطابق بهتری با واقعیت رخساره های مخزنی داشته باشد ، همواره مورد توجه بوده است امروزه زنجیر مار کوف به عنوان روشی قدرتمند برای مدل سازی رخساره ها مورد استفاده قرار می گیرد که بر مبنای احتمالات شرطی وارائه ماتریس انتقال حالات است ودر این مطالعه علاوه بر معرفی روش مدل سازی زنجیره مارکوف ،جهت بهبود این روش به پیشنهاد راهکاری پرداخته شده است .این راهکار بر مبنای تییر نوع حرکت زنجیره در روش مارکوف استوار است .مطالعه حاضر بر روی یکی از میادین هیدروکربوری جنوب غرب ایران صورت گرفته است که در ان سازند آسماری مخزن اصلی هیدرو کربور را تشکیل می دهد که به مد ل سازی سه بخش اصلی سازند اسماری وپوش سنگ آن در یک مقطع به طول 12 کیلو متر وضخامت 110 با استفاده از فرایند مارکوف وراهکار پیشنهادی پرداخته شده است .بهترین نتیجه مدل سازی با استفاده از اطلاعات دو چاه وپنج افق لرزه ای برای حالت به کار گیری حرکت رفت وبرگشتی بوده که بطور متوسط دقت 90در صد را به همراه داشته است .

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33755

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738352016621• Quantifying alkaline sensitivity of Fahlyian Formation by alkaline flooding and formation damage evaluation• سنجش حساسیت سازند کربناته فهیلان توسط تزریق سیال های قلیائی وارزیابی میزان آسیب سازند110faعلیحسنی پژوهشگاه صنعت نفتسید علیرضا مرتضویپژوهشگاه صنعت نفت2016314 Secondary and Tertiary recovery processes can lead to severe and permanent reductions in permeability due to the interactions between injected fluied and the reservoir rock that is especially true in high clay content , low permeability, poorly consolidated reservoirs.After the fluid with a high PH value enters the reservoir,the texture of clay minerals and siliceous cement in the reservoir is destroyed due to the dissolution of clay minerals and cement and the release of fine particles produced ,thus causing reservoir plugging. Formation damage could be bith temporarily due to the precipitation of reaction products caused by interaction between high PH fluids and reservoir rock which will result in pore plugging .In this study ,aseries of core flooding experiments have been carried out to determine the critical PH of Alkaline fluids for plug samples of Fahlyian carbonate formation. Alkaline fluids with different PH (7,8.5, 10 and 12) were injected into plug samples and the alkaline sensivity of the carbonate formation has been measured in both qualitative and quantitative forms by a new applicable method .Using this approach will result in the accurate estimation of the degree of formation damage .result indicate that used plugs show different behavior when exposed to fluids with different alkalinity and the degree of resulted formation damage varies from Zero to serious and in certain cases are noticeable and irreversible. Therefore, PH of injecting fluids must be kept less than its threshold value to prevent formation damage. چکیده بازیافت ثانویه وثالثیه می تواند منجر به کاهش شدید ویا دائمی نفوذپذیری سنگ شود که دلیل اصلی آن واکنش بین سیال های تزریقی وسنگ مخزن است .این امر بویژه در مخازنی با در صد رس بالا ،نفوذ پذیری کم سنگ شدگی ضعیف دیده می شود پس از ورود سیالی با PH بالا به درون سنگ مخزن ،بافت کانی های رسی وسیمان سیلیسی موجود در مخزن به دلیل انحلال کانی های رسی وسیمان ، آزاد شدن ذرات ریز ومهاجرت آنها تخریب شده ومنجر به بسته شدن منافذ موجود در سنگ مخزن می گردد .آسیب سازند نیز ممکن است بطور موقتی وبرگشت پذیر ویا دائمی که ناشی از رسوب محصولات حاصل از واکنش بین سیالهای دارای PH بالا وسنگ مخزن بوده ومنجر به بسته شدن منافذ می گردد، اتفاق بیفتد .در تحقیق حاضر یکسری آزمایش های تزریق به منظور تعیین PH های متفاوت (12،10،805،7)به درون سنگ تزریق شده ومیزان حساسیت نمونه مغزه های کربناته نسبت به سیالهای قلیائی به توسط یک روش جدید وکاربردی اندازه گیری شده است .استفاده از روش ارائه شده منجر به تعیین میزان دقیق پارامتر آسیب سازند خواهد شد .نتایج نشان می دهد که نمونه های مورد استفاده رفتارهای متفاوتی را نسبت به تزریق سیالهای قلیائی از خود نشان داده وآسیب ایجاد شده در آنها ازبدون آسیب تا آسیب جدی متغیر است که در بعضی از موارد قابل ملاحظه وبرگشت ناپذیر است .لذا می بایست میزان PH سیال های تزریقی در چاه کمتر از مقدار بحرانی آن نگاه داشته شود تا از بروز آسیب سازند جلو گیری گردد .

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33756

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738352016621• Quantifying alkaline sensitivity of Fahlyian Formation by alkaline flooding and formation damage evaluation• سنجش حساسیت سازند کربناته فهیلان توسط تزریق سیال های قلیائی وارزیابی میزان آسیب سازند110fa2016314 Secondary and Tertiary recovery processes can lead to severe and permanent reductions in permeability due to the interactions between injected fluied and the reservoir rock that is especially true in high clay content , low permeability, poorly consolidated reservoirs.After the fluid with a high PH value enters the reservoir,the texture of clay minerals and siliceous cement in the reservoir is destroyed due to the dissolution of clay minerals and cement and the release of fine particles produced ,thus causing reservoir plugging. Formation damage could be bith temporarily due to the precipitation of reaction products caused by interaction between high PH fluids and reservoir rock which will result in pore plugging .In this study ,aseries of core flooding experiments have been carried out to determine the critical PH of Alkaline fluids for plug samples of Fahlyian carbonate formation. Alkaline fluids with different PH (7,8.5, 10 and 12) were injected into plug samples and the alkaline sensivity of the carbonate formation has been measured in both qualitative and quantitative forms by a new applicable method .Using this approach will result in the accurate estimation of the degree of formation damage .result indicate that used plugs show different behavior when exposed to fluids with different alkalinity and the degree of resulted formation damage varies from Zero to serious and in certain cases are noticeable and irreversible. Therefore, PH of injecting fluids must be kept less than its threshold value to prevent formation damage. چکیده بازیافت ثانویه وثالثیه می تواند منجر به کاهش شدید ویا دائمی نفوذپذیری سنگ شود که دلیل اصلی آن واکنش بین سیال های تزریقی وسنگ مخزن است .این امر بویژه در مخازنی با در صد رس بالا ،نفوذ پذیری کم سنگ شدگی ضعیف دیده می شود پس از ورود سیالی با PH بالا به درون سنگ مخزن ،بافت کانی های رسی وسیمان سیلیسی موجود در مخزن به دلیل انحلال کانی های رسی وسیمان ، آزاد شدن ذرات ریز ومهاجرت آنها تخریب شده ومنجر به بسته شدن منافذ موجود در سنگ مخزن می گردد .آسیب سازند نیز ممکن است بطور موقتی وبرگشت پذیر ویا دائمی که ناشی از رسوب محصولات حاصل از واکنش بین سیالهای دارای PH بالا وسنگ مخزن بوده ومنجر به بسته شدن منافذ می گردد، اتفاق بیفتد .در تحقیق حاضر یکسری آزمایش های تزریق به منظور تعیین PH های متفاوت (12،10،805،7)به درون سنگ تزریق شده ومیزان حساسیت نمونه مغزه های کربناته نسبت به سیالهای قلیائی به توسط یک روش جدید وکاربردی اندازه گیری شده است .استفاده از روش ارائه شده منجر به تعیین میزان دقیق پارامتر آسیب سازند خواهد شد .نتایج نشان می دهد که نمونه های مورد استفاده رفتارهای متفاوتی را نسبت به تزریق سیالهای قلیائی از خود نشان داده وآسیب ایجاد شده در آنها ازبدون آسیب تا آسیب جدی متغیر است که در بعضی از موارد قابل ملاحظه وبرگشت ناپذیر است .لذا می بایست میزان PH سیال های تزریقی در چاه کمتر از مقدار بحرانی آن نگاه داشته شود تا از بروز آسیب سازند جلو گیری گردد .

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33757

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738352016621• Quantifying alkaline sensitivity of Fahlyian Formation by alkaline flooding and formation damage evaluation• سنجش حساسیت سازند کربناته فهیلان توسط تزریق سیال های قلیائی وارزیابی میزان آسیب سازند110faعلیحسنی پژوهشگاه صنعت نفتسید علیمرتضویپژوهشگاه صنعت نفت2016315 Secondary and Tertiary recovery processes can lead to severe and permanent reductions in permeability due to the interactions between injected fluied and the reservoir rock that is especially true in high clay content , low permeability, poorly consolidated reservoirs.After the fluid with a high PH value enters the reservoir,the texture of clay minerals and siliceous cement in the reservoir is destroyed due to the dissolution of clay minerals and cement and the release of fine particles produced ,thus causing reservoir plugging. Formation damage could be bith temporarily due to the precipitation of reaction products caused by interaction between high PH fluids and reservoir rock which will result in pore plugging .In this study ,aseries of core flooding experiments have been carried out to determine the critical PH of Alkaline fluids for plug samples of Fahlyian carbonate formation. Alkaline fluids with different PH (7,8.5, 10 and 12) were injected into plug samples and the alkaline sensivity of the carbonate formation has been measured in both qualitative and quantitative forms by a new applicable method .Using this approach will result in the accurate estimation of the degree of formation damage .result indicate that used plugs show different behavior when exposed to fluids with different alkalinity and the degree of resulted formation damage varies from Zero to serious and in certain cases are noticeable and irreversible. Therefore, PH of injecting fluids must be kept less than its threshold value to prevent formation damage. بازیافت ثانویه وثالثیه می تواند منجر به کاهش شدید ویا دائمی نفوذپذیری سنگ شود که دلیل اصلی آن واکنش بین سیال های تزریقی وسنگ مخزن است .این امر بویژه در مخازنی با در صد رس بالا ،نفوذ پذیری کم سنگ شدگی ضعیف دیده می شود پس از ورود سیالی با PH بالا به درون سنگ مخزن ،بافت کانی های رسی وسیمان سیلیسی موجود در مخزن به دلیل انحلال کانی های رسی وسیمان ، آزاد شدن ذرات ریز ومهاجرت آنها تخریب شده ومنجر به بسته شدن منافذ موجود در سنگ مخزن می گردد .آسیب سازند نیز ممکن است بطور موقتی وبرگشت پذیر ویا دائمی که ناشی از رسوب محصولات حاصل از واکنش بین سیالهای دارای PH بالا وسنگ مخزن بوده ومنجر به بسته شدن منافذ می گردد، اتفاق بیفتد .در تحقیق حاضر یکسری آزمایش های تزریق به منظور تعیین PH های متفاوت (12،10،805،7)به درون سنگ تزریق شده ومیزان حساسیت نمونه مغزه های کربناته نسبت به سیالهای قلیائی به توسط یک روش جدید وکاربردی اندازه گیری شده است .استفاده از روش ارائه شده منجر به تعیین میزان دقیق پارامتر آسیب سازند خواهد شد .نتایج نشان می دهد که نمونه های مورد استفاده رفتارهای متفاوتی را نسبت به تزریق سیالهای قلیائی از خود نشان داده وآسیب ایجاد شده در آنها ازبدون آسیب تا آسیب جدی متغیر است که در بعضی از موارد قابل ملاحظه وبرگشت ناپذیر است .لذا می بایست میزان PH سیال های تزریقی در چاه کمتر از مقدار بحرانی آن نگاه داشته شود تا از بروز آسیب سازند جلو گیری گردد .

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33758

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738352016621Propsing new approach for litho-facies modeling by use of Markov Chain method , an Iranian oil fieldارائه راهکاری جدید در مدل سازی رخساره های سنگی با استفاده از روش زنجیره مارکوف در یکی از میادین نفتی ایران ارکوف در یکی از110faهانیه نیکو گفتار دانشگاه تهرانعباسبحرودیدانشگاه تهرانبهزادتخم چیدانشگاه تهرانغلامحسیننوروزیدانشگاه تهران2016315Reconnaissance and interpretation of undeerground heterogeneity ,particularly litho-facies,always plays an important role in evaluation and management of hydrocarbon resources.Between various methods presented for modeling discrete characteristics of hydrocarbon reservoirs such as litho-facies, one with a more proper conformity with actual condition of reservoir facies is of great advantage .Formed on basis of probability and presenting transition matrix.markov method is widely applied as a powerful tool for modeling the facies .In the present study ,first the method is introduced in details;then in order to optimize it. suggestion is made based on changing the type of the move of chain in simulation procedure. The case study is a12 km long 110 m thick section of Anhydrite and three major members of Asmari Formation from an oilfield ,south-West Iran .This section is modeled through Markov procedure and proposed solution.The models set indicated that on basis of using the data from two wells and five seismic horizons.best result ,with 90% accuracy, is for reciprocating motion.شناسائی وتفسیر ناهمگنی زیر سطحی به ویژه رخساره های سنگی ، همواره نقش اساسی در ارزیابی ومدیریت منابع هیدرو کربنی دارد .روش های متنوعی برای مدل سازی ویژگی های گسسته مخازن هیدرو کربوری ؛نظیر رخساره های سنگی ؛ ارائه شده اند که از این میان ارائه روشی نوین که نتایج آن تطابق بهتری با واقعیت رخساره های مخزنی داشته باشد. همواره مورد توجه بوده است .امروزه زنجیره مارکوف به عنوان روشی قدرتمند برای مدل سازی رخساره ها مورد استفاده قرار می گیرد که بر مبنای احتمالات شرطی وارائه ماتریس انتقال حالات است .در این مطالعه علاوه بر معرفی روش مدل سازی زنجیره مارکوف ؛جهت بهبود این روش به پیشنهاد راهکاری پرداخته شده است .این راهکار بر مبنای تغییر نوع حرکت زنجیره در روش مارکوف استوار است .مطالعه حاضر بر روی یکی از میادین هیدرو کربنی جنوب غرب ایران صورت گرفته است که در آن سازند آسماری مخزن اصلی هیدرو کربور را تشکیل می دهد که به مدل سازی سه بخش اصلی سازند آسماری وپوشش سنگ آن در یک مقطع به طول 12 کیلو متر وضخامت 110با استفاده از فرایند مارکوف وراهکار پیشنهادی پرداخته شده است .بهترین نتیجه مدل سازی با استفاده از اطلاعات دو چاه وپنج افق لرزه ای برای حالت به کار گیری حرکت رفت وبرگشتی بوده که بطور متوسط دقت 90در صد را به همراه داشته است .

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33759

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738352016621Making the lithology log by Clustering-Estimation approach in the wells of an oil field in south of Iran ساخت نگار لیتو لوژی با رویکرد خوشه بندی-تخمین در چاه های یک میدان نفتی جنوب ایران110faسارهصدیق دانشگاه تهرانمهرنوش علی پور شهسواریدانشگاه تهرانحسینمعماریاندانشگاه تهرانبهزادتخم چیدانشگاه شاهرود2016326Abstruct Reservoir lithology determination is one of the main studies used for well correlation and analyzing productive zones of the reservoir. The best way foer lithology determination is using core and cutting information . Nevertheless,in most wells these data is not complete and continual, so in these cases usually use well logging for lithology estimation of petrophysical well data with Clustering- Estimation approach . This method has been generalized according to one well from one of the oil fields in South of Iran that contains core data . Then this method is generalized in un cored wells. Clustering is used as a way for grouping well data in homogenous lithology clusters After ward, percentage of mineral is estimated in each of these clusters. The regression coefficients are calculated 92.93% and 74.99% between real and estimated data respectively for calcite and dolomite in one of the wells. The results with high accuracy show the generalization of this method. تعیین لیتو لوژی مخزن از مهم ترین بررسی های مخزنی است که جهت تطابق چاه ها وتشخیص قسمت های تولیدی مخزن به کار می رود بهترین روش در تعیین لیتولوژی استفاده از اطلاعات مغزه وخرده های حفاری است .اما در بسیاری از چاه ها این اطلاعات به صورت کامل وپیوسته موجود نیست .به طور معمول در موارد نبود مغزه نسبت به تخمین لیتو لوژی از داده های پترو فیزیکی با رویکرد خوشه بندی –تخمین است .این روش بر اساس داده های یک چاه اکتشافی از یکی از میادین نفتی جنوب ایران که دارای نتایج آنالیز مغزه بوده توسعه داده شده ونسبت به بهینه سازی پارامتر های مدل اقدام شده است .سپس این مدل بر روی چاه های فاقد فاقد مغزه تعمیم داده شده است .خوشه بندی به عنوان عاملی برای تفکیک داده های چاه به جوامع همگن لیتو لوژیکی مورد استفاده قرار می گیرد ،سپس تخمین در صد کانی ها در هر کدام از این جوامع غالب لیتو لوزیکی صورت گرفته است وبه ترتیب ضرایب همبستگی 93/92%و99/74 %بین داده های وافعی وتخمینی دولومیت وکلسیت در یکی از چاه ها بدست آمده است .نتایج معرف دقت مناسب وقابلیت تعمیم قابل توجه رویکرد است

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33760

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738352016621Comparsion of the result of FMS image log and thin sections data in one field of Kopedagh Basinمقایسه نتایج حاصل از نمودار تصویری با داده های مقاطع نازک در یکی از میادین شرق حوضه کپه داغ FMS110faزهرا شمشیری دانشگاه تهرانفریدون سحابیدانشگاه تهرانغلامحسین نوروزیدانشگاه تهرانحسینمعماریاندانشگاه تهران2016326Abstruct Survey and study of porosity and the form and the size of that in oil and gas reservoirs are important due to its key role in reservoir quality and productivity. In this paper, unlike conventional methods of using cores to recognize the geometry and morphology of porosity, FMS image log and thin section of cutting from drilling are used .after determining the over all dimension of the porosity shown as black patches and spots by FMS log, the shape and the size of the porosity was studied in the form of petrological study,based on thin sections from Mzdouran reservoir formation(lower Jurassic) in one of the gas fields in the East of Kopedagh basin. Tracing and comparing of the results of the two methods show a good correlation for determining the type and geometry of porosity .Data fusion of FMS log data with petrological studies of thin sections of cutting from drilling has advantages the most important of which is the possibility of replacement of core with FMS log and thin sections in order to determining the geometry of porosity. بررسی ومطالعه تخلخل وشکل واندازه آن در مخازن نفت وگاز به دلیل نقش کلیدی آن در کیفیت مخزن ومیزان تولید ، حائز اهمیت می باشد .در مقاله حاضر ، برای شناخت هندسه وریخت شناسی تخلخل بر خلاف روش های معمول در استفاده از مغزه ، از نمودار تصویری FMSومقاع نازک حاصل از خرده های حفاری ، استفاده شده است .پس از تعیین ابعاد کلی تخلخل به صورت لکه ها ویا نقاط پراکنده سیاه رنگ نمودار FMS ،شکل واندازه تخلخل در قالب مطالعات پترولوژیک ، روی مقاطع نازک سازند مخزنی مزدوران (ژوراسیک بالایی ) در یکی از میادین گازی شرق حوضه کپه داغ ، مورد بررسی قرار گرفت .هم چنین برای کنترل نتایج وتعیین نوع غالب تخلخل در این سازند از نمودار انحراف سرعت نیز کمک گرفته شد .ردیابی ومقایسه نتایج بدست آمده از نمودار FMS ومقاطع نازک ، تطابق خوبی را برای تشخیص نوع وهندسه تخلخل نشان می دهد.با توجه به نتایج بدست آمده ، اگر چه مقایسه نمودار FMS ومقاطع نازک در تعیین هندسه تخلخل ابهامات داشته ودقت لازم وکافی را ندارد اما با تلفیق داده های نمودار FMS ومطالعات پترو لوژیک بر گرفته از مقاطع نازک خرد های حفاری مخصوصاً در موارد عدم وجود مغزه ، می توان هندسه تخلخل را مطالعه کرد .

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33761

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738352016621 Using hyperion hyperpectral data and field spectrometry for identification of hydrocarbon leakagesvia VISA-SCM combined methodology and spatial data miningبکار گیری مدل ترکیبی وداده کاوی مکانی جهت تشخیص تراوش های هیدرو کربنی با استفاده از داده های ابر طیفی Hyperionواسپکترومتری میدانی on110faمحمدحمزهدانشگاه تهرانعلیدرویش بلورانی مدیریت اکتشاف نفت سید کاظم علوی پناهدانشگاه تهرانفروغ بیکمدیریت اکتشاف نفتحسیننصیریدانشگاه تهران201642 The hydrocarbon seepages theory puts forward a cause and effect relation ship between the oil and gas reservoir s and the specific surface anomalies which are basically related to hydrocarbon leakages as well as their related alterations. Hence,the spectral reflectance of the hydrocarbons and their linked mineral alterntions produce credible pieces of evidence for oil and gas ex ploration .Hyperion images of EO-1 satellite was used in this study for identifying the oil seepages and their relevant alterations. After collecting the required data,the images under went the needed preprocessing. In order to recognize the oil seepages, these corrected data along with field-sampled spectrometric ones were employed. Then, VISA and SCM combined model was applied to indirectly identify the hydrocarbon seepages . Moreover, two hydrocarbon indexes were developed for direct recognition of the hydrocarbon seeps using Hyperion images. The finding indicate that the two mentioned techniques are efficacious for the purpose of the study at hand تئرری تراوش های هیدروکربنی یک رابطه علت ومعلولی بین مخازن نفت وگاز وناهنجاری های ویژه سطحی را مطرح می سازد .همچنین منحنی انعکاس طیفی هیدروکربن ها ودگر سانی های وابسته به انها شواهد قابل اطمینانی را برای اکتشاف نفت وگاز مهیا می سازند.در این تحقیق برای شناسایی تراوش های نفتی ودگر سانی های مربوطه ،ابتدا پیش پردازهای لازم روی تصاویر ابر طیفی سنجندهHyperion ماهواره EO-1 صورت پذیرفت .به منظور تشخیص تراوش های نفتی روش ترکیبی VISA-SCM بر داده ای تصحیح شده به همراه داده های حاصل از طیف سنجی نمونه های برداشت شده از منطقه مورد مطالعه اعمال گردید .نتایج حاکی از کارایی روش مذکور برای رسیدن به هدف مطالعه حاضر است .

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33762

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738352016621 Improved LET function and use to modelinrelative permeability curves for one of the Iranian carbonate reservoir rockبهبود روش LET وبه کار گیری آن در مدل سازی منحنی های تراوائی نسبی سنگ یکی از مخازن هیدرو کربوری کشور110faغلامرضا بشیریپژوهشکده ازدیاد برداشت201643Abstruct There are two key method of simulating multi-phase flow experiments. One is the actual estimation of multi-phase flow properties from measured data, and the other is the representation of the analytical functions for relative permeability and capillary pressure .It is essential that these functions have sufficient degrees of freedom to model the measured data whilst remaining straightforward and easy to communicate. A new smooth and flexible three-parameter analytical correlation for relative permeability is proposed . Results from e.g. unsteady state relative permeability experiments often exhibit behavior which is difficult to model using e.g. Corey correlation. The new correlation influences different parts of the relative permeability curve and thereby captures variable behavior across the entire saturation range .The validity of new correlation is demonstrated by utilizing unsteady-state experiments performed at ambient conditions on core samples from the Southern Iranian reservoir rocks . results show that there is a logical relation between the basic rock properties and tuning parameters against basic parameters, i.e. permeability and porosity , should be found . Knowing the logical correlation and the basic parameters from routine analysis or logs, the tuning parameters and therefore relative permeability curves will be easily calculated. دوروش برای تخمین سنگ وسیال در جریان چند فازی وجود دارد . یکی تعیین خواص سیال چند فازی توسط داده های آزمایشگاهی ودیگری ارائه توابع تحلیلی براب تعیین فشار موئینگی وتراوایی نسبی می باشد . ضروری است که این توابع از درجه آزادی کافی برخوردار باشند تا بتوانند داده های اندازه گیری شده را در عین راحتی وقابل فهم بودن تععین نمایند .مدل های مختلفی از جمله مدل کوری ، بروکس –کوری،لی-پورسل،بوردین و....برای محاسبه تراوائی نسبی از روی داده های روتین مخزن موجود می باشد .برخی از این مد لها در محدوده های خاص دارای حساسیت بوده ودر برخی از نواحی دیگر جواب های پایداری ارائه نداده وقابل اطمینان نیستند .در تحقیقات اخیر یک رابطه تحلیلی 3پارامتری انعطاف پذیر برای تخمین تراوائی نسبی پیشنهاد شده است .مدل سازی نتایج آزمایشات تراوایی نسبی در حالت ناپایدار اغلب توسط روابط مورد استفاده مانند رابطه کوری را سخت می نماید .روابط جدید قسمت های مختلف منحنی های تراوائی نسبی را تحت تاثیر قرار داده ودر نتیجه رفتار مختلف در کل محدوده اشباع تعیین می گردد .روابط بهبود یافته با انجام آزمایشات حالت ناپایدار بر روی مغزه ها ی بدست آمده از یکی از میادین جنوب کشور در شرایط مخزن آزموده شده ودقت آن اثبات شده است .نتایج مطالعه نشان می دهد که رابطه منطقی بین داده های اساسی سنگ مخزن وپارامتر های تطابق وجود دارد .به منظور مدل سازی منحنی های تراوائی نسی ، منحنی تغییرات پارامتر های تطابق در مقابل داده ای اساسی سنگ مخزن از جمله تراوائی وتخلخل رسم ورابطه ای منطقی بین این مقادیر بدست می آید .سپس با دانستن رابطه ومقادیر تخلخل با تراوائی میتوان منحنی تراوائی نسبی مربوط به آن را تعیین نمود .

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33763