مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738592016621 Fractures systematic analysis Asmari reservoir Formation in the Marun oil field (based on image logs interpretation results)تحليل سيستماتيك شكستگي‌هاي مخزن آسماري در ميدان نفتي مارون (بر اساس تفسير نتايج نمودارهای تصويرگر)110faمیثمmeysamشرکت ملی نفت -مناطق نفت خیز جنوب2016514In the oil buildings to investigate fractures in the reservoir rock fractures in stages of production and field development is very important and necessary. Now application of software repository in the realization of this issue will help to petroleum with the geologists.. Marun oil field is one of the largest oil fields in the South West Iran of the city of Ahvaz in the Northeast and the North embayment Dezful of geology in the eastern. Marun field is the most important Asmari reservoir. The aim of this study was to investigate systematically Asmari reservoir fractures and the development of fractures in the reservoir. For this purpose, using image logs, best and most complete method interpretation and results of 11 wells in fracture studying and 16 wells in in-situ stress direction studying. According to frequency of fractures (based on image logs interpretation results) in the southern and north-eastern limb of the field, The theory of tectonic folding and bending events later caused the possible activities during the north-south strike-slip faults affect the compression force has been created to strengthen. Most of image logs data in Marun field are fractures with extensions; N155E, N130E, N95E, N60E, N30E.در مطالعه ساختمان هاى نفتى، بررسي شكستگي‌هاي سنگ مخزن در مراحل توليد و توسعه ميدان بسيار مهم و ضروري است. امروزه به كارگيري نرم افزارهاى مخزنى در تحقق اين مسئله به زمين شناسان نفتي كمك شاياني مي‌نمايد. ميدان نفتي مارون يكي از بزرگترين ميادين نفتي جنوب باختر ايران محسوب مي‌شود که در شمال خاور شهر اهواز و از لحاظ زمين‌شناسي در قسمت خاوري حوضه فروافتاده دزفول شمالي قرار گرفته است. سازند آسماری مهم‌ترین سنگ مخزن میدان مارون مي‌باشد. هدف از اين تحقيق، بررسي سيستماتيك شكستگي‌هاي مخزن آسماري و نحوه گسترش اين شكستگي ها در مخزن مذكور است. براي اين منظور استفاده از نمودارهای تصویرگر بهترین و کامل‌ترین روش بوده و لذا نتایج تفسیر نمودارهای تصویرگر 11 حلقه چاه در مطالعه شكستگي ها و 16 حلقه چاه در مطالعه جهت تنش برجا مورد بررسی قرار گرفت. با توجه به فراوانی شکستگی ها (براساس تفسير نمودارهاي تصويري درچاه ها) در یال جنوبی و شمال خاوری ميدان، نظریه وقوع دو حادثه تکتونیکی چین‌خوردگی و خمش که بعدها در اثر فعالیت‌های احتمالی در طول گسل‌های امتداد لغز شمالی- جنوبی تحت تأثیر نیروهای تراکمی ایجاد شده است را قوت می بخشد. داده‌های نمودارهای تصویری اين چاه‌ها در میدان مارون دسته شکستگی‌های غالب با امتدادهای N155E, N130E ,N95E ,N60E ,N30E دیده می شوند.ساختمان نفتی نمودارهای تصویرگر شکستگی میدان مارون، فروافتادگی دزفول http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33796
مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738592016621Fractures systematic analysis Asmari reservoir Formation in the Marun oil field (based on image logs interpretation results)تحليل سيستماتيك شكستگي‌هاي مخزن آسماري در ميدان نفتي مارون (بر اساس تفسير نتايج نمودارهای تصويرگر)110faزهراکمالیدانشگاه بیرجندمحمدرضا مهدورشرکت ملی نفت ایران میثمفارسی مدانشرکت ملی نفت -مناطق نفت خیز جنوب2016528 In the oil buildings to investigate fractures in the reservoir rock fractures in stages of production and field development is very important and necessary. Now application of software repository in the realization of this issue will help to petroleum with the geologists.. Marun oil field is one of the largest oil fields in the South West Iran of the city of Ahvaz in the Northeast and the North embayment Dezful of geology in the eastern. Marun field is the most important Asmari reservoir. The aim of this study was to investigate systematically Asmari reservoir fractures and the development of fractures in the reservoir. For this purpose, using image logs, best and most complete method interpretation and results of 11 wells in fracture studying and 16 wells in in-situ stress direction studying. According to frequency of fractures (based on image logs interpretation results) in the southern and north-eastern limb of the field, The theory of tectonic folding and bending events later caused the possible activities during the north-south strike-slip faults affect the compression force has been created to strengthen. Most of image logs data in Marun field are fractures with extensions; N155E, N130E, N95E, N60E, N30E در مطالعه ساختمان هاى نفتى، بررسي شكستگي‌هاي سنگ مخزن در مراحل توليد و توسعه ميدان بسيار مهم و ضروري است. امروزه به كارگيري نرم افزارهاى مخزنى در تحقق اين مسئله به زمين شناسان نفتي كمك شاياني مي‌نمايد. ميدان نفتي مارون يكي از بزرگترين ميادين نفتي جنوب باختر ايران محسوب مي‌شود که در شمال خاور شهر اهواز و از لحاظ زمين‌شناسي در قسمت خاوري حوضه فروافتاده دزفول شمالي قرار گرفته است. سازند آسماری مهم‌ترین سنگ مخزن میدان مارون مي‌باشد. هدف از اين تحقيق، بررسي سيستماتيك شكستگي‌هاي مخزن آسماري و نحوه گسترش اين شكستگي ها در مخزن مذكور است. براي اين منظور استفاده از نمودارهای تصویرگر بهترین و کامل‌ترین روش بوده و لذا نتایج تفسیر نمودارهای تصویرگر 11 حلقه چاه در مطالعه شكستگي ها و 16 حلقه چاه در مطالعه جهت تنش برجا مورد بررسی قرار گرفت. با توجه به فراوانی شکستگی ها (براساس تفسير نمودارهاي تصويري درچاه ها) در یال جنوبی و شمال خاوری ميدان، نظریه وقوع دو حادثه تکتونیکی چین‌خوردگی و خمش که بعدها در اثر فعالیت‌های احتمالی در طول گسل‌های امتداد لغز شمالی- جنوبی تحت تأثیر نیروهای تراکمی ایجاد شده است را قوت می بخشد. داده‌های نمودارهای تصویری اين چاه‌ها در میدان مارون دسته شکستگی‌های غالب با امتدادهای N155E, N130E ,N95E ,N60E ,N30E دیده می شوند.ساختمان نفتی نمودارهای تصویرگر شکستگی میدان مارون فروافتادگی دزفول. http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33806
مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738592016621Fractures systematic analysis Asmari reservoir Formation in the Marun oil field (based on image logs interpretation results)تحليل سيستماتيك شكستگي‌هاي مخزن آسماري در ميدان نفتي مارون (بر اساس تفسير نتايج نمودارهای تصويرگر110faمیثمفارسی مدانشرکت ملی نفت ایران محمدرضا مهدورشرکت ملی نفت ایران زهراکمالیدانشگاه بیرجند2016529 In the oil buildings to investigate fractures in the reservoir rock fractures in stages of production and field development is very important and necessary. Now application of software repository in the realization of this issue will help to petroleum with the geologists.. Marun oil field is one of the largest oil fields in the South West Iran of the city of Ahvaz in the Northeast and the North embayment Dezful of geology in the eastern. Marun field is the most important Asmari reservoir. The aim of this study was to investigate systematically Asmari reservoir fractures and the development of fractures in the reservoir. For this purpose, using image logs, best and most complete method interpretation and results of 11 wells in fracture studying and 16 wells in in-situ stress direction studying. According to frequency of fractures (based on image logs interpretation results) in the southern and north-eastern limb of the field, The theory of tectonic folding and bending events later caused the possible activities during the north-south strike-slip faults affect the compression force has been created to strengthen. Most of image logs data in Marun field are fractures with extensions; N155E, N130E, N95E, N60E, N30E. در مطالعه ساختمان هاى نفتى، بررسي شكستگي‌هاي سنگ مخزن در مراحل توليد و توسعه ميدان بسيار مهم و ضروري است. امروزه به كارگيري نرم افزارهاى مخزنى در تحقق اين مسئله به زمين شناسان نفتي كمك شاياني مي‌نمايد. ميدان نفتي مارون يكي از بزرگترين ميادين نفتي جنوب باختر ايران محسوب مي‌شود که در شمال خاور شهر اهواز و از لحاظ زمين‌شناسي در قسمت خاوري حوضه فروافتاده دزفول شمالي قرار گرفته است. سازند آسماری مهم‌ترین سنگ مخزن میدان مارون مي‌باشد. هدف از اين تحقيق، بررسي سيستماتيك شكستگي‌هاي مخزن آسماري و نحوه گسترش اين شكستگي ها در مخزن مذكور است. براي اين منظور استفاده از نمودارهای تصویرگر بهترین و کامل‌ترین روش بوده و لذا نتایج تفسیر نمودارهای تصویرگر 11 حلقه چاه در مطالعه شكستگي ها و 16 حلقه چاه در مطالعه جهت تنش برجا مورد بررسی قرار گرفت. با توجه به فراوانی شکستگی ها (براساس تفسير نمودارهاي تصويري درچاه ها) در یال جنوبی و شمال خاوری ميدان، نظریه وقوع دو حادثه تکتونیکی چین‌خوردگی و خمش که بعدها در اثر فعالیت‌های احتمالی در طول گسل‌های امتداد لغز شمالی- جنوبی تحت تأثیر نیروهای تراکمی ایجاد شده است را قوت می بخشد. داده‌های نمودارهای تصویری اين چاه‌ها در میدان مارون دسته شکستگی‌های غالب با امتدادهای N155E, N130E ,N95E ,N60E ,N30E دیده می شوند.ساختمان نفتی نمودارهای تصویرگر شکستگی میدان مارون فروافتادگی دزفول http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33807
مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738592016621Three-dimensional geological modeling in two zones of eastern side of Ahvaz oil fieldمدل سازی سه بعدی زمين شناسی دو زون در بخش شرقی ميدان نفتی اهواز110faراضیهدوستی ایرانیدانشگاه آزاد شیرازمریمپیرویدانشگاه آزاد اسلامیمحمد رحیمکریمیشرکت ملی نفت ایران مهدیدوستی ایرانیدانشگاه غیر انتفاعی پالایش اصفهان2016529The Ahvaz field is one of the most important oil fields in the Zagros Basin which is located in the Dezful Embayment. The trend of Ahvaz oil field is northwest- southeast parallel to the Zagros mountains. The purpose of this study is the geological 3D simulation (petrophysical) for the zone one and two in the eastern part of the Ahvaz oil field. In this investigation, porosity modeling, water saturation and shale volume by using sequential Gaussian Simulation (SGS) was performed. At first, well logs, cores, well’s coordination, top and thickness of formations of the zone three of Ilam Formation and zone one of Sarvak Formation were collected. These information related to 25 wells in the eastern part of the Ahvaz oil field was used for the 3D modeling of the reservoir by using Petrel software. For the recognition of spatial correlation, variograms based on water saturation and permeability and three dimensional model of the petrophysical parameters and net to gross ratio (NTG) were drawn.میدان نفتی اهواز یکی از بزرگترین میدان های نفتی حوضه زاگرس می باشد. این میدان در فروافتادگی عظیم دزفول قرار دارد. این میدان دارای روند شمال غربی-جنوب شرقی (به موازات رشته کوه زاگرس) می باشد. اين مطالعه با هدف مدل سازی سه بعدی زمین شناسی (مدل پتروفیزیکی) زون 3 سازند ایلام و زون 1 سازند سروک در بخش شرقی میدان اهواز و مقایسه آن ها انجام شده است. در این مطالعه مدل سازي تخلخل، اشباع آب و حجم شیل توسط روش شبیه سازي پی در پی گوسی (SGS) انجام شده است. در ابتدا ليست چاه هايي كه زون 3 سازند ایلام و زون 1سازند سروک در آن ها داراي نمودارهاي چاه پيمايي بودند تهیه و اطلاعاتي در مورد مختصات چاه ها، عمق سرسازند و تعيين ضخامت سازندها در چاه ها جمع‌آوري گردید. در این مطالعه از اطلاعات 25 چاه موجود در بخش شرقی میدان اهواز استفاده شده است. بعد از مدل سازی سه بعدی مخزن و توزیع پارامترهای مخزنی، محاسبات حجمی تخمین سیالات صورت گرفته است. برای مشخص شدن هم بستگی فضایی، واریوگرام ها برای تمامی زون ها بر اساس متغیرهاي اشباع آب و تخلخل مفید رسم شدند و مدل سه بعدی پارامترهای پتروفیزیکی تخلخل، اشباع آب و نسبت خالص به ناخالص (NTG) ساخته شد. مدل سازی سه بعدی نرم افزار Petrel زون 3 سازند ایلام زون 1 سازند سروک روش شبیه سازي پی در پی گوسی http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33808
مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738592016621Introducing of an alternative method in Digital Rock Physics using 2D-to-3 D image reconstructionارائه يک روش جايگزين در فيزيک سنگ رقومي استاندارد با استفاده از بازسازي 3بعدي تصاوير 2بعدي110faصادقکریم پولیدانشگاه زنجان پژمانطهماسبیدانشگاه تگزاس2016529 Digital Rock Physics (DRP) is a newly developed method to numerically compute rock physical properties such as permeability, elastic moduli and formation factor using highresolution 3D images of rock sample. These images are acquired using high technology µCTscanners which are not widely available. Imaging by this technique is also expensive and time consuming. However, improvement of 3D reconstruction algorithms such as CCSIM reconstruction method made it possible to be used effectively as an alternative strategy in DRP. In this paper, we propose an alternative procedure described as follow: 1. highresolution 2D imaging, 2. dividing the image to some sub-images, 3. 3D reconstructing of subsamples, 4. segmentation of porosity and mineral phases and, 5. computing of rock physical parameters. This method was implemented Berea sandstone formation. Obtained results show that, in one hand, average values of sub-samples properties follow a consistent trend with the reference trends of the rock sample. On the other hand, these trends pass the results presented by a previous work. Permeability results, however, show bi-trending. Investigation in sub-images revealed that there are two types of pore shape and pore throat size. To overcome this problem, 2D image were resampled and more representative subimages were generated. According to these results, it can be concluded that this is a valid method where an alternative method for standard فيزيک سنگ رقومي روشي نوين است که براساس آن ويژگي هاي فيزيکي سنگ مانند تراوايي، ضرايب الاستيک و فاکتور سازند به صورت عددي و با استفاده از يک تصوير 3 بعدي از يک نمونه سنگ محاسبه مي شود. اين تصاوير توسط ميکرو-سي-تي اسکنرهاي پيشرفته تهيه مي شوند. عدم دسترسي به اين دستگاه ها و نيز زمان بر بودن چنين داده هاي پرهزينه و گراني، اهميت توسعه روش هاي جايگزين را به شدت نشان مي دهد. پيشرفت هاي اخير در بازسازي 3بعدي تصاوير 2بعدي مانند الگوريتم بازسازي CCSIM امکان ارائه چنين روش هايي را فراهم آورده است. در اين مطالعه، يک روش جايگزين به صورت زير ارائه مي شود: 1. تهيه تصوير 2بعدي با بزرگنمايي بالا، 2. تقسيم تصوير به زيرتصويرهاي مختلف، 3. بازسازي 3بعدي زيرنمونه ها، 4. تفکيک فازهاي کاني و تخلخل از يکديگر و 5. محاسبه پارامترهاي فيزيکي سنگ. اين روش روي داده هاي استاندارد ماسه سنگ بِرا پياده سازي شد. محاسبه نتايج ضرايب الاستيک و تراوايي از يک طرف، از روندهاي مرجع سنگ پيروي کرده و از طرف ديگر، تا حدود زيادي مطابق با نتايج مطالعات قبلي هستند. اين امر حاکي از دقت و کارايي مناسب روش پيشنهادي است. وجود دو روند متفاوت در محاسبات اوليه تراوايي اين نمونه ناشي از وجود دو نوع متفاوت از تخلخل و اندازه گلوگاهي تشخيص داده شد که با تغيير اندازه تصوير و انتخاب زيرتصويرهاي معرف تر اين مشکل رفع شد.فيزيک سنگ رقومي بازسازي 3بعدي CCSIM ماسه سنگ بِرا http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33809
مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738592016621Oligocene microfacies and sedimentary environment of the Asmari Formation at northwest of Deris village, west of Fars province: correlation with three other sections in Zagros Basinريز رخساره ها و مدل رسوبی سازند آسماری (اليگوسن) در شمال غرب روستای دريس (غرب استان فارس) و مقايسه ضخامت، سن و محيط رسوبی با سه برش ديگر در حوضه زاگرس110faسمیراخزریدانشگاه اصفهانعلیصیرفیاندانشگاه اصفهان2016530 In this disquisition, Oligocene (Rupelian-Chattian) microfacies and sedimentary environment of the Asmari Formation at the northwest of Deris village, located in interior Fars zone of the Zagros Basin have been interpreted. The coordinates of such section are N: 29o 41' 59'', E: 51 o 32' 26''. The Asmari Formation deposits in this section are divided into 5 lithological units and consist of 460 m thin, medium, thick and massive bedded, gray and cream to gray limestone, slightly dolomitic with nodular and marly interbedded. By study of hyaline benthic foraminifera genera and non-foraminifera, and also recognition of some properties such as skeletal ingredient associations and sedimentary textures of thin sections, 14 microfacies have been introduced for the Asmari Formation. Gradual perpendicular changes of these microfacies represent that settling the Asmari Formation deposits took place in a homoclinal rapm. This homoclinal ramp consists of middle ramp and inner ramp, that are separated by shoal environment. Middle ramp is recognized by presence and dominition hyaline benthic foraminifera, coralline red algae and echinoids. The most significant skeletal debris of inner ramp are porcelainous foraminifera. To compare the thickness, age and sedimentary environment, zonal correlation of the Asmari Formation done in Deris section with three other sections (Naura anticline, Dill anticline and Dehloran) in the Zagros Basin. This correlation represent that the age of the Asmari Formation gets younger to the deeper parts of the foreland basin of the Zagros. در این تحقیق ریز رخساره ها و مدل رسوبی سازند آسماری به سن الیگوسن (روپلین-شاتین) در شمال غرب روستای دریس، واقع در زون فارس داخلی حوضه زاگرس، بررسی و تفسیر گردیده است. مختصات جغرافیایی این برش "26 '32 °51 شرقی و "59 '41 °29 شمالی می باشد. نهشته های سازند آسماری در برش دریس به 5 واحد سنگ چینه نگاری تقسیم می شوند که شامل 460 متر آهک خاکستری و کرم متمایل به خاکستری نازک، متوسط، ضخیم و توده ای و بعضاً دولومیتی با میان لایه های مارنی می باشد. با مطالعه گونه-های فرامینیفرهای کف زی و غیر فرامینیفرها، و بررسی ویژگی هایی از قبیل اجتماع عناصر اسکلتی و بافت رسوبی مقاطع میکروسکوپی، 14 ریز رخساره برای سازند آسماری معرفی شده است. تغییرات تدریجی عمودی این ریز رخساره ها حاکی از ته نشست رسوبات سازند آسماری در یک رمپ هموکلینال می باشد. این رمپ هموکلینال شامل رمپ میانی و رمپ درونی بوده که این دو بخش توسط محیط سد از هم جدا می شوند. رمپ میانی با حضور و فراوانی فرامینیفرهای هیالین کف زی، جلبک قرمز کورالیناسه آ و اکینوئید معرفی می گردد. همچنین مهم ترین خرده های اسکلتی رمپ درونی فرامینیفرهای پرسلانوز می باشند. به منظور مقایسه ضخامت، سن و محیط های رسوبی، تطابق ناحیه ای سازند آسماری در برش دریس با سه برش دیگر (برش تاقدیس نااورا، برش تاقدیس دیل و برش دهلران)، در حوضه زاگرس انجام شده است. این تطابق بیان کننده جوان تر شدن سن سازند آسماری به سمت بخش های عمیق تر حوضه فورلند زاگرس می باشد.حوضه زاگرس فارس داخلی سازند آسماری الیگوسن، ریز رخساره رمپ هموکلینال http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33810
مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738592016621Comparison of image log interpretation and core analysis advantages for study of fractures in hydrocarbon reservoir rocks: a case study in the Asmari reservoir Aghajari oil fieldمقايسه تفسير لاگ‌های تصويرگر با مطالعه مغزه‌ها در آشکارسازی شکستگی‌های مخازن نفتی (مطالعه موردی مخزن آسماری ميدان آغاجاری)110faمعصومهوطن دوستدانشگاه شیرازعلیفرضی پور صائین دانشگاه اصفهاناسماعیلسالاروندشرکت ملی نفت ایران2016530 The Oligo-Miocene Asmari Formation is one of the main reservoir rocks of SW Iran with several decades of production history from different oil fields in the Zagros fold- thrust belt. One of the main reasons for the high quality of the Asmari reservoir is well developed fracture system in this formation. Characteristics of fractures such as type, opening and orientation can be determined by the core analysis and also interpreting the image logs. This paper attempts to compare the advantages of the image log and core analysis in detecting fractures and other geological feathers in different zones of the Asmari Formation. To achieve this goal, we have compared the image log and core of well no. 89 of the Aghajari oil field. Comparison of the core well no. 89 of the Aghajari oil field with its image log revealed distinguish of the bedding planes in the core easier and more reliable than the image log. This study demonstrates the image log is more capable than core to detect the open fractures, while it is not suitable for detecting filled fractures. Indeed, image log rarely can detect shear fractures, but if it is calibrated with core, it can detect shear fractures with reasonable accuracy. سازند آسماری (الیگومیوسن) یکی از سنگ مخزن های اصلی جنوب غرب ایران با چندین دهه تاریخ تولید از میادین مختلف در کمربند چین و رانده زاگرس است. یکی از مهمترین دلایل کیفیت مخازن سازند آسماری وجود سیستم شکستگی‌های توسعه یافته در آن است. خصوصیاتی از شکستگی از قبیل نوع، باز شدگی و جهت، با تحلیل مغزه و تحلیل لاگ های تصویری قابل تعیین است. هدف این مطالعه بررسی توانایی لاگ‌های تصویرگر الکتریکی در آشکارسازی شکستگی و دیگر خصوصیات زمین‌شناسی در لایه های مخزنی مختلف سازند آسماری است. در این راستا، شکستگی‌ها و دیگر خصوصیات زمین شناختی در مغزه و لاگ تصویری چاه شماره 89 میدان آغاجاری تشخیص داده شده و سپس اقدام به مقایسه آن ها به منظور تعیین توانایی لاگ تصویری در مطالعه شکستگی شد. مقایسه مغزه‌های بدست آمده از چاه 89 میدان آغاجاری با لاگ تصویری این چاه نشان داد که آشکارسازی سطوح لایه بندی در مغزه نسبت به لاگ تصویری آسانتر و واقعی‌تر است. همچنین این مطالعه نشان داد که لاگ تصویری نسبت به مغزه در شناسایی شکستگی‌های باز تواناتر بوده در حالیکه برای شناسایی شکستگی‌های بسته (پرشده) مناسب نیست. لاگ تصویری ندرتا قادر به آشکارسازی شکستگی‌های برشی بوده ولی در صورتیکه با مغزه تطابق داده شود قادر به شناسایی شکستگی برشی با دقت مناسب خواهد بود.زاگرس مخزن آسماری میدان آغاجاری لاگ تصویرگر تحلیل مغزه.http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33811
مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738592016621 Correction of measured vitrinte reflectance data using the "Fluorescence Alteration of Multiple Macerals" (FAMM) and their application to Well Binak #4 one-dimensional thermal maturity modeling تصحيح داده هاي انعکاس ويترينيت اندازه‌گيري شده با استفاده از روش "تحول فلورسانس زايي چندماسرالي" و استفاده از آن ها در مدل سازي يک بعدي چاه بينک-4110faمحمدکسائی نجفیشرکت ملی نفت ایران فرامرزشعبانیشرکت ملی نفت ایران مریممیرشاهانیشرکت ملی نفت ایران بیوکقربانیشرکت ملی نفتارسلانزینل زادهشرکت ملی نفت ایران2016530 Reflectance of maceral constituents of kerogens, particularly vitrinite (Ro%), commonly used in petroleum exploration, is a very important indicator for determining degree of thermal maturity and investigating status of hydrocarbon generation. Although in vitrinite reflectance profiles maturity generally increases with increasing depth of burial, basin modelers often experience problems when modeling thermal maturity using vitrinite reflectance data measured by using reflected light- photometer microscopes. The problem of reduced vitrinite reflectance mainly arises due to reflectance suppression in vitrintes. By using the laser Raman microprobe, a new multi-parameter technique called "Fluorescence Alteration of Multiple Macerals (FAMM)" was developed by Australian scientists to solve these problems. In this study, data obtained by application of this method were used to correct suppressed vitrinite reflectance values. In order to examine and demonstrate the extent of suppression effect on modeling results, maturity profile constructed by one-dimensional modeling of Well Binak-4 was calibrated using conventional measured vitrinite reflectance (Ro%) and FAMM equivalent vitrinite reflectance (EqVR) data and results were compared with present time measured well temperatures. The crucial differences in maturation, transformation ratio, hydrocarbon generation and expulsion resulted from application of these two type data as calibration parameters are discussed and demonstrated using relevant diagrams. در مطالعات ژئوشيميايي اکتشاف نفت، انعکاس ماسرال هاي تشکيل دهنده کروژن، به ويژه انعکاس ويترينيت، يکي از مهم ترين شاخص-هاي تعيين بلوغ حرارتي مواد آلي و تشکيل نفت و گاز است. علي رغم اينکه انعکاس ويترينيت به طور معمول با افزايش عمق دفن شدگي رسوبات افزايش مي يابد، خيلي اوقات مهندسين اكتشاف هنگام مدل سازي بلوغ حرارتي، که با استفاده از مقادير انعکاس ويترينيت اندازه گيري شده با ميکروسکوپ پتروگرافي آلي فتومتردار کاليبره مي شود، با مشکل مواجه مي شوند. اين مشکل به سبب وجود ماسرال هاي مختلف و تضعيف انعکاس ويترينيت (ساپرشن) به وجود مي آيد. براي حل مشکل تضعيف انعکاس ويترينيت دانشمندان استراليايي با استفاده از ميکروسکوپ رامان ليزري يك روش چندپارامتري به نام "تحول فلورسانس زايي چندماسرالي" را توسعه دادند که به منظور اختصار آن را فَم ناميدند. در اين مقاله، به منظور آشنا نمودن خوانندگان هدف با روش فم و نحوه استفاده از داده هاي حاصل از آن، ابتدا اين روش به طور خلاصه معرفي شده است. سپس براي كاليبره كردن مدل يك بعدي ارائه شده براي چاه بينك-4 از داده هاي انعكاس ويترينيت اندازه گيري شده و داده هاي انعكاس به دست آمده از به كارگيري روش فم استفاده شده است. به منظور تبيين اهميت تصحيح داده هاي انعکاس ويترينيت به عنوان معمول ترين و مهم ترين پارامتر جهت کاليبراسيون مدل هاي حرارتي و مشخص کردن زمان و عمق زايش هيدروکربن از سنگ هاي منشأ پابده، گورپي، کژدمي و گدوان، داده هاي انعکاس ويترينيت و فم در مدل سازي يک بعدي چاه بينک-4 به کار برده شده و نتايج حاصل باهم مقايسه شده اند. تفاوت هاي زياد نتايج حاصل از کاليبراسيون مدل بلوغ با استفاده از داده هاي انعکاس ويترينيت معادل حاصل از روش فم با داده هاي انعکاس اندازه گيري شده در روغن امرسيون، از نظر ميزان پختگي، درصد تبديل ماده آلي، گستره توليد و مقدار رانش نفت، با استفاده از نمودارهاي حاصل از مدل سازي نشان داده شده اند. اين تفاوت ها در استراتژي هاي اکتشاف بسيار تعيين کننده هستند. کلمات کليدي: بلوغ حرارتي، انعکاس ويترينيت، تضعيف انعکاس، فلورسانسي زايي ماسرال هاي چندگانه(فم)، چاه بينک-4. بلوغ حرارتي انعکاس ويترينيت تضعيف انعکاس فلورسانسي زايي ماسرال هاي چندگانه(فم) چاه بينک-4 http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33812