مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-87389182021215Drilling mud loss modeling to detect high risk point and suitable location for new drilling project in Sarvak Formation, Azadegan Oil Fieldمدلسازی هرزروی گل حفاری و تعیین نقاط بحرانی و مناسب جهت حفاری چاه¬های جدید در مخزن سروک میدان آزادگان2134faبهمن سلیمانیدانشگاه شهیدچمرانعباساسماعیلیدانشگاه آزاد اسلامی واحد امیدیهاحسانلرکیدانشگاه ازاد واحد تهران2020131Drilling mud loss is considered as one of common problems encountered during excavation. The aim of this study is to evaluate of mud loss of the Sarvak Formation (Cenomanian age) in Azadegan oil field which is known as the most important rich hydrocarbon reservoir in the Zagros region by providing the model in the environment of GS+ software. This formation consists of a thick sequence of limestone and clay limestone layers, which is divided into 7 zones based on petrophysical characteristics. For this purpose, available data such as drilling mud weight, pump pressure, mud loss, and related depths of 9 drilled wells were investigated. The results showed that despite of the operating factors including the weight of drilling mud and the pressure of the pumps were kept constant, the presence of fractures in the reservoir rocks causes to occur mud loss significantly in zone 3 while it is observed the lowest level of mud loss in zone7. Based on the results of mud lost data patterns, faults, sedimentary environments morphology (such as sedimentary channels) seem to play major roles in creating fractures or areas susceptible to mud loss. The difference in observed patterns of mud loss is more likely to confirm the relocation of channel status over the time in different parts of the reservoir. In general, the highest rate of mud loss was detected in the northern and southern edges while the lowest rate was happened in the middle part of the field. It is suggested to prevent mud loss hazards in this field, underbalanced drilling method should be used. هرزروﯼ ﮔﻞ ﯾﮑﯽ از ﻣﺸﮑﻼﺗﯽ متداول در ﺣﻴﻦ ﺣﻔﺎرﯼ ﺳﺎزﻧﺪ ﻣﯽ ﺑﺎﺷﺪ. هدف از انجام این مطالعه ارزیابی پدیده هرزروی سازند سروک (با سن سنومانین) در میدان آزادگان بعنوان مهمترین سازند مخزنی غنی از هیدروکربور و تهیه مدل آن در محیط نرم افزار GS+ است. این سازند متشکل از توالی ضخیمی از سنگ آهک و میان لایه هایی از سنگ آهک رسی بوده و بر اساس مشخصه های پتروفیزیکی به 7 زون تقسیم شده است. برای این منظور ویژگی هایی از قبیل وزن گل حفاری، فشار پمپ، هرزروی و عمق هرزروی 9 حلقه چاه مورد بررسی قرار گرفت. نتایج حاصله نشان می دهد با وجود ثابت بودن وزن گل و فشار پمپ ها، وجود شکستگی های فراوان در سنگ مخزن تاثیر گذار بوده و بیشتیرین میزان هرزروی در زون 3 و کمترین میزان هرزروی در زون 7 رخ می دهد. براساس نتایج حاصل از الگوهای داده های هرزروی بنظر می رسد گسلها، مورفولوژی محیط رسوبی (نظیر کانالهای رسوبی) نقش عمده ای در ایجاد شکستگی و یا مناطق مستعد هرزروی داشته باشند. تفاوت در الگوهای مشاهده شده هرزروی بیشتر تائید کننده جابجائی وضعیت کانالی در طول زمان در بخشهای مختلف مخزن است. به طور کلی بیشترین میزان هرزروی در یالهای شمالی و جنوبی، و در قسمت میانی میدان، هرزروی پایین است. حفاری به روش زیر تعادلی در نقاط خاص این میدان برای کاهش آسیب های ناشی از هرزروی بالای گل حفاری پیشنهاد می گردد.میدان نفتی آزادگان، سازند سروک، ریسک حفاری، الگوی هرزروی، نرم افزار GS+ http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33905
مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-87389182021215Comparison of ΔlogR and mineralogy-based methods in estimating organic carbon content of Pabdeh formation in Ahwaz and Rag-e Sefid oilfieldsمقایسه روشهاي ΔlogR و مبتنی بر کانی شناسی در تخمين مقدار کربن آلی سازند پابده در میادین اهواز و رگ سفید3556faمهدیشفیعدانشگاه صنعتی اصفهانسید حسنطباطباییدانشگاه صنعتی اصفهانمرتضیطباییدانشگاه صنعتی اصفهاننادرفتحیان پوردانشگاه صنعتی اصفهانعلیاپراشرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب202028One of the most common and relatively accurate methods for determining the amount of organic carbon in rocks in the oil and gas exploration potential is the Pyrolysis family, a standard example of which is the first rock pyrolysis method. Based on the study of the core, this method explores the potential of oil and gas resources in rocks. One of the important and valuable parameters in determining the potential of oil and gas resources is the determination of TOC. The purpose and motivation of this research is to compare the ΔlogR method and the mineralogy-based method for calculating the total amount of organic carbon in the source rock. It has the desired accuracy and relatively low cost. The fields studied in this study are two fields of Ahwaz and Rag-e sefid. These fields are among the potential fields of southwestern Iran for more detailed investigation and estimation of organic carbon content. In this research, software studies have been performed through IP software, using which the petrophysical data of each field have been calculated and compared, and finally, its results have been compared with actual TOC values. Input data in the mineralogical data method include density log, neutron porosity log and gamma log, and input data in the ΔlogR method include acoustic and resistivity logs. According to the fields, the most appropriate methods (in terms of R2) in Ahwaz and rag-e sefid fields are the mineralogical data method and the ΔlogR method, respectively. Also, in terms of cost, precision and accuracy parameters, the best method discussed in this research is R2 mineralogical data in Ahwaz and Rag-e sefid, 0.94 and 0.61, respectively. After this, the ΔlogR method comes second.یکی از روش های متداول و نسبتا دقیق تعیین میزان کربن آلی در سنگ ها در پتانسیل یابی منابع نفت و گاز، خانواده روشهای پیرولیز می باشند، که نمونه استاندارد آن روش پیرولیز راک اول است. این روش بر مبنای مطالعه و بررسی مغزه، پتانسیل یابی منابع نفت و گاز را در سنگ ها صورت می دهد. یکی از پارامترهای مهم و ارزشمند تعیین پتانسیل یابی منابع نفت و گاز، تعیین TOC می باشد. هدف و انگیزه از این مطالعه، بررسی و مقایسه روش ΔlogR و روش مبتنی بر کانی شناسی برای محاسبه میزان کل کربن آلی در سنگ منشا می باشد، آن روشی اولویت بالاتر دارد که هم به اندازه کافی به نتایج آزمایش های پیرولیز راک اول نزدیکتر بوده و دارای صحت مورد نظر باشد و هم به طور نسبی هزینه انجام آن بالا نباشد. میادین مورد مطالعه در این پژوهش، دو میدان اهواز و رگ سفید می باشند. این میدان ها از جمله میادین پر پتانسیل جنوب غرب ایران جهت تحقیق و بررسی دقیق تر برای تخمین میزان کربن آلی محسوب می گردند. در این پژوهش مطالعات نرم افزاری از طریق نرم افزار IP انجام شده است که با استفاده از آن داده های پتروفیزیکی هر میدان مورد محاسبات و بررسی قرار گرفته و نهایتا نتایج آن با مقادیر واقعی TOC مورد مقایسه قرار گرفته است. داده های ورودی در روش داده های کانی شناسی شامل لاگ چگالی، لاگ تخلخل نوترونی و لاگ گاما و داده های ورودی در روش ΔlogR شامل لاگ صوتی و مقاومت می باشد. به تفکیک میادین، روش های مناسب تر (بر حسب میزان R2) در میدان های اهواز و رگ سفید به ترتیب روش داده های کانی شناسی و روش ΔlogR می باشد. همچنین در برآیند کار با توجه به پارامترهای هزینه، دقت و صحت، بهترین روش مورد بحث در این پژوهش روش داده های کانی شناسی با میزان R2 در میادین اهواز و رگ سفید به ترتیب برابر با 0.94 و 0.61 می باشد. بعد از این، روش ΔlogR در اولویت دوم قرار می گیرد.میزان کربن آلی، سنگ منشا، میدان اهواز، میدان رگ سفید، روش ΔlogR، روش مبتنی بر کانی شناسیhttp://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33907
مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-87389182021215Biostratigraphy, Paleobathymetry, and identification of new planktonic foraminiferal species of the Abderaz Formation at Qalezo section, west of the Kopeh-Dagh sedimentary basinریز زیست چینه نگاری، عمق سنجی دیرینه و شناسایی گونه های جدید از روزنبران شناور سازند آبدراز در برش قلعه زو، باختر حوضه رسوبی کپه داغ5773faمیثمشفیعی اردستانیدانشگاه فردوسی مشهدمحمدوحیدی نیادانشگاه فردوسی مشهدفاطمهفرازی فردانشگاه فردوسی مشهد2020523In this study, Abderaz Formation at Qalezo section in the west of the Kopeh-Dagh sedimentary basin has been studied. It has consisted mainly of massive limestone, Marl and chalky limestone units at the mentioned section. Abderaz Formation at Qalezo section, the lower contact with Aitamir Formation is paraconform and the upper contact with Abtalkh Formation is conformed and continuous. The thickness of Abderaz Formation, 216 meters, has been measured. In this investigation have been identified 55 planktonic foraminifera species belong to 15 genera, in a frame of 4 biozones have been recognized. Finally, based on this research was distinguished from latest Early Turonian-Late Santonian ages for this section. In this study four planktonic foraminifera species, Dicarinella bouldinensis (Pessagno 1967), Dicarinella takayanagii Hasegawa 1999, Marginotruncana desioi (Gandolfi 1955), Marginotruncana caronae Peryt 1980 have been introduced for the first time in Iran. Also in this research planktonic foraminifera test geometric in Abderaz Formation at Qalezo section has been studied for sea-level changes. In Lower-Middle Turonian substages, the high frequency of the M1 group and low frequency of M3 group displayed fall seal level at this time. In Late Turonian frequencies of M3 group with accompany of %P was shown rise sea level. In the Coniacian and Santonian stages, the M1 group is dominant and the M3 group is low frequency and all of the mentioned evidence were demonstrates fall sea level. Also, the depth average of the studied section based on Depth = e (3.58718 + (0.03534 × %P)) has been calculating 146 meters which were shown these sediments deposited in Outer Neritic environment. در این مطالعه سازند آبدراز در برش قلعه زو واقع در باختر حوضه رسوبی کپه داغ مورد مطالعه قرار گرفت. این سازند در برش مورد مطالعه از سنگ آهک‌های توده‌ای و مارن به همراه سنگ آهک گل سفیدی تشکیل شده است. در این برش مرز زیرین سازند آبدراز با سازند آیتامیر بصورت ناپیوسته و هم شیب و مرز بالایی آن با سازند آب تلخ بصورت پیوسته و هم شیب می باشد. ضخامت سازند آبدراز در این برش 216 متر اندازه گیری شده است. در این مطالعه تعداد 55 گونه از روزنبران شناور متعلق به 15 جنس در غالب 4 زیست زون مورد شناسایی قرار گرفت. بر اين اساس سازند آبدراز در برش قلعه زو در بردارنده محدوده latest Early Turonian-Late Santonian مي باشد. در این مطالعه چهار گونه روزنبران شناور Dicarinella bouldinensis (Pessagno 1967), Dicarinella takayanagii Hasegawa 1999, Marginotruncana desioi (Gandolfi 1955), Marginotruncana caronae Peryt 1980 برای اولین بار از ایران شناسایی و معرفی گردیده است. همچنین در این تحقیق شکل هندسی روزنبران شناور به همراه معادلات تعیین عمق دیرینه به منظور تعیین تغییرات سطح آب دریا مورد مطالعه قرار گرفت. در زير آشكوب‌های تورونين پیشین و مياني در اين برش بالا بودن ميزان فراواني گروه M1 و پايين بودن ميزان فراواني گروه M3 حاكي از پايين بودن سطح آب دريا در اين مقطع زماني است. در انتهاي آشكوب تورونين, ميزان فراواني گروه M3 به همراه %P نشان از بالا بودن سطح آب دريا دارد. در آشكوب‌های كنياسين و سانتونين گروه مورفوتايپي M1 غالب و گروه مورفوتايپي M3 داراي فراواني پايين مي باشد كه تمام موارد مذكور نشان از پايين بودن سطح آب دريا دارد. همچنين عمق ميانگين بدست آمده توسط معادله Depth = e (3.58718 + (0.03534 × %P)) براي برش مورد نظر برابر با مقدار عددي 146 متر و نشان از نهشت رسوبات این برش در یک محیط Outer Neritic مي باشد.حوضه رسوبي كپه داغ، سازند آبدراز، برش چینه شناسی قلعه زو، روزنبران شناور، زیست چینه نگاری، معادله تعیین عمق دیرینهhttp://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33913
مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-87389182021215Biostratigraphy, conodont biofacies and CAI of Late Devonian-Carboniferous deposits in Anarak section, Central Iranزيست چينه نگاري، زيست رخساره¬هاي کنودونتي و انديس تغيير رنگ (CAI) کنودونت ها در نهشته هاي دونين بالايي-کربنيفر در برش انارک، ايران مرکزي74101faالههستاریدانشگاه اصفهانعلیبهرامیدانشگاه اصفهانحسین وزیری مقدمدانشگاهاصفهان علیطاهریدانشگاه اصفهانساندرا ايزابلا کايسرموزه تاریخ طبیعی اشتو تگارت پیتر کونيگشوفموسسه پژوهشی وتاریخ طبیعی 202066Study of Late Devonian-Carboniferous (Mississippian-Pennsylvanian) conodonts Anarak section (NE Isfahan), Central Iran, led to identifying 67 conodont species belonging to 18 genera. 22 conodont bio-intervals were separated; 15 biozones belong to Late Devonian and 7 biozones belong to carboniferous (Mississippian-Pennsylvanian) time interval. Based on field observation and sedimentological featurs and charactristics the section, subdivided into 5 lithostratigrafic unit. The Color Alteration Index (CAI) reveals the hydrocarbure potential for the Famennian stage of the studied interval بررسي فوناي کنودونتي نهشته هاي دونين پسين-کربونيفر (مي مي سي سي پين-پنسيلوانين) سازند هاي بهرام، شيشتو و قلعه (سردر1) در برش انارک (کوهبند عبدالحسين) در شمال شرقي اصفهان، واقع در زون ايران مرکزي، منجر به شناسايي تعداد 67 گونه از 18 جنس کنودونتي شد و بر همين اساس تعداد 22 زون زيستي کنودونتي تفکيک گرديد؛ که از اين تعداد 15 عدد مربوط به دونين پسين (1 زيست زون مربوط به فرازنين، 14 زيست زون مربوط به فامنين) و 7 زيست زون مربوط به کربنيفر (مي مي سي سي پين - پنسيلوانين) مي باشد. مرزهاي زيستي فرازنين / فامنين، دونين / کربونيفر، مي مي سي سي پين / پنسيلوانين بر همين اساس تشخيص داده شد. با بررسي هاي صحرايي در برش مذکور تعداد 5 واحد سنگ چينه اي تفکيک شد. انطباق منحني هاي تغييرات سطح آب بر اساس زيست رخساره هاي کنودونتي با منحني تغييرات سطح آب جهاني حاکي از تطابق نسبی در زمان هاي مذکور دارد که علت آن کم عمق بودن حوضه ايران مرکزي نسبت به حوضه اروپا و آمريکاست. عناصر کنودونتی در زيست زون های فرازنين تيره CAI=4 (11-a)، در فامنين رنگ روشن CAI= 1.5-2 (11-b,c) و در کربنيفر مجدداً رنگ تيره CAI= 5-5.5 (11-d,e) را نشان مي دهند که این تغییرات اندیس رنگ حاکی از بلوغ بافتی و احتمال حضور هیدروکربور در فامنین نسبت به فرازنین و کربنیفر می باشد. دونين کربنيفر برش انارک زيست¬زون¬هاي کنودونتي ريز رخساره کنودونتي.http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33914
مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-87389182021215Reconstruction of the sedimentary environment of the Tarbur Formation based on microfacies and microtaphofacies analysis in the Murak area (southwest of Semirom)بازسازی شرایط محیط رسوبی سازند تاربور براساس تجزیه و تحلیل میکروفاسیس ها در ناحیه مورک (جنوب سمیرم)120faحسینقنبرلودانشگاه اصفهانامراله صفریدانشگاه اصفهان حسین وزیری مقدمدانشگاهاصفهان 202095Reconstruction of the sedimentary environment of the Middle-Upper Maastrichtian deposits (Tarbur Formation) in the Murak area (southwest of Semirom) was performed based on Microfacies and microtaphofacies analysis. The formation with 239 m thickness consists of limestone and shale. Meanwhile, the Tarbur deposits overlie the Gurpi Formation and is covered by the Paleocene deposits. Seven and five microfacies and microtaphofacies were recognized based on the main components and sedimentological and taphonomical features, respectively. In addition, these microfacies and microtaphofacies were deposited in homonicnal carbonate ramp. From the viewpoint of vertical distribution and interpretation of microfacies and microtaphofacies, the Tarbur deposits were formed in the energetic environment (under the influence of the storm waves) in the study area. Therefore, communities of rudist are absent and the green algae (Dasycladales) are abundant in the study area. Concerning the high rate of detrital grain input and increasing of nutrients, the bryozoans were performed the encrusting more than other organisms.به منظور بازسازی شرایط محیط رسوبی رسوبات ماستریشتین میانی-بالایی (سازند تاربور) در ناحیه مورک (جنوب سمیرم) از مطالعات میکروفاسیس و میکروتافوفاسیس استفاده گردید. سازند تاربور در ناحیه مورک با ضخامت 239 متر از آهک و شیل تشکیل شده است. این سازند بر روی سازند گورپی و زیر رسوبات کنگلومرای پالئوسن قرار دارد. هفت میکروفاسیس براساس توزیع آلوکم های اصلی و ویژگی های رسوبی تشخیص داده شد. علاوه براین رسوبات سازند تاربور در یک پلت فرم کربناته از نوع رمپ هموکلینال تشکیل شده است. براساس نوع آلوکم های اصلی و ویژگی های تافونومیکی پنج میکروتافوفاسیس در ناحیه مورد مطالعه شناسایی و براساس تفسیر و توزیع عمودی میکروفاسیس ها و میکروتافوفاسیس ها بیشتر رسوبات در ناحیه مورد مطالعه در یک محیط تحت تاثیر امواج طوفانی ته نشین شده اند و به همین دلیل باعث عدم تشکیل تجمعات رودیستی و فراوانی جلبک های سبز دازی کلاداسه آ در ناحیه مورد مطالعه گردیده است. همچنین به علت ورود مواد آواری و افزایش مواد غذایی، قشرسازی بیشتر توسط بریوزئر ها صورت پذیرفته است.رودیست، سازند تاربور، میکروتافوفاسیس، میکروفاسیس، امواج طوفانی، ماستریشتینhttp://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33919
مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-87389182021215An attempt to reservoir characterization of Burgan sand, in the northwest of the Persian Gulf toward Kuwaitمطالعه ای بر سرشت نمایی مخازن ماسه ای بورگان واقع در شمال غرب خلیج فارس بسوی کویت102120faعلیرضا بشریشرکت ملی نفت ایران 20201021 The Sand tongues of the Albian Kazhdumi Formation is a major prodactive reservoir in North West part of the Persian Gulf towards Kuwait . High porosity and high permeability of these sandstones together with existence of shale either as source rock or cap rock in this formation, have provided all conditions needed for hydrocarbon accumulation. A rapid sea level fall in ealry Albian initiated the deposition of Burgan clastic reservoirs over the Shuaiba Carbonates. The lower Burgan Formation was deposited in a lowstand systems tract represented by massive sandstone reservoirs. High frequency sealevel changes have resulted in deposition of shoreface sands and extensive marine shales within an overall fluvial setting. The middle part Burgan was deposited in a transgressive systems tract. The upper part witnessed a relative sealevel fall in a lowstand systems tract with deposition of sand prone facies in estuarine channels. The clastic cycle was terminated by initiation of Mauddud carbonate sedimentations in transgressive systems tract. A combined effect of allocyclic nesting of sequence stratigraphic packages and autocyclic ramp profile were the primary factors controlling the lithofacies association. This Formation has been informally subdivided into: Lower Interval (C) mainly shaly sands, middle Interval (B) clean sands “main reservoir” and upper Interval (A) interbedded shale & sands. Petrographic analysis shows that the reservoir consists of quartz-rich sands, (typically>70%) and feldspar poor (mainly <5%). Nine authigenetic minerals in the Burgan sands have been identified: quartz, calcite, siderite, pyrite, glauconite along with four groups of the clay minerals. XRD analysis of clay fraction indicates the presence of four clay mineral groups in the Burgan reservoirs : kaolin, illite , chlorite and expandible- lattice mixed –layer, illite/ smectite. سازند کزدمی بسن البین از دیدگاه زمین شناسی نفت یکی از سازند های مهم نفتی محسوب میگردد. زبانه های ماسه ای این سازند این سازند در شمال غرب خلیج فارس ادامه سازند های ماسه ای بورگان کویت، نهر عمر عراق و خفجی و صفا نیا در عربستان که از بزرگترین مخازن ماسه سنگی دنیا به حسب میاید. شیل های این سازند هم نقش سنگ منشا و پوش سنگ مهم مخازن نفت محسوب میگردد. با مروری مجدد به برسی این سازند در میادین شما ل خلیج فارس بسمت میادین نفتی کویت و عربستان نتایج با ارزش بدست امده است. این سازند بصورت غیر رسمی به سه ذون مخزنی بقرار زیر: ویا به بورگان پاینی، میانی، و بالایی، تقسیم میگرددC, B, A فرو افتادکی سریع سطح آب دریا در ابتدای البین ،شروع ته نشست رسوبات تخریبی سازند بورگان بروی سازند شعیبا ، مطالعات چینه شناسی سکانسی و تعیین و ابداع مدل های رسوبی در بهبود شناخت مجموعه های رخساره این سازند کمک شایانی مینماید. , مطالعات پتروگرافی نمایانگر وجود بورگان ماسه ای بالای 70% و فلدسپات کمتر از 5 % را گزارش میدهد. چهار نه تیپ کانی اتوژنیکی در این سازند قابل تشخی بوده، کوارتز، کلسیت ، کوارتز، سیدریت، پیریت، گلوکونیت همراه با چهار نوع کانی رسی. انالیز کانی های رسی مخزن نشانگر وجود کانی های کائولینیت، بمیزان فراوان ایلیت/ مونت موریلونیت بمیزان جزیی در مخزن میباشد. منشا رسوبات آواری در این سامانه دلتایی از سمت سپر عربستان به سمت ایران بوده است. این مسئله را مطالعات و بررسی های پتروفیزیکی انجام گرفته نشان میدهد که نوار جنوبی میدان (سپر عربستان) کیفیت مخزنی بالاتری نسبت به نوار شمالی (سپر ایران) داردو کیفت مخزن بورگان بسمت کویت و عربستان از کیفیت بسیار بالایی برخوردار میباشد. ماسه های بورگان سازند کژدمی سرشت نمایی مخزن کانهای رسی خلیج فارسhttp://journal.ispg.ir/en/Article/Download/33922