مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873813252024810Hydrodynamic and Hydrochemical Study in Oil Reservoirs: Asmari reservoir, Rag-E-Safid Oil Fieldبررسی هیدرودینامیکی و هیدروشیمی در مخازن نفتی: مخزن آسماری میدان رگ سفید121faبهمن سلیمانیگروه زمین شناسی نفت دانشکده علوم زمین دانشگاه شهید چمران اهواز-اهواز-ایرانعبداله مؤمنی فیض آبادگروه زمين‌شناسي نفت و حوضه های رسوبی، دانشگاه شهید چمران اهوازموسیظهراب زادهمناطق نفت خیز جنوب20231014The evaluation of hydrodynamic characteristics can be a useful tool to understand the field behavior and production efficiency. The present study is an attempt to clarify hydrodynamic flow in the Asmari reservoir of the Rage Safid oil field. Water oil contact (WOC) depth is 200m lesser in northern flank than southern part. The results indicated that the aquifer potentiometric surface is tilted. The Piper and Composition diagrams are showing the mixing process of two water types including Cl-Na type with higher TDI and calcic-magnesic bicarbonate type with lower TDI in the reservoir water. The first one is sourced from salt horizons of Gachsaran Formation and the second one is from limestone-dolomitic parts of the Asmari Formation. This result is also verified by TDI to depth plot. Hydrodynamic maps and fluids trends are showing a continuous flow from NE to W-SW of the field. This flow is relatively strong in western and south western part. Generally, production index and pressure data indicate a suitable condition in southern –southwestern part of the field. By considering fluid flux from NE to W-SW it is strictly proposed to focus drilling program in the western part and the water injection program in the north eastern part of the field. شناخت ویژگی¬های هیدرودینامیکی مخازن نفتی در یک میدان می¬تواند در درک رفتاری میدان و میزان بهره¬برداری از آن بسیار مفید باشد. مطالعه کنونی در زمره اولین تلاشها برای بررسی جریان هیدرودینامیکی بوده که در مخزن آسماری میدان رگ¬سفید صورت گرفته است. سطح تماس آب-نفت¬(WOC) در یال شمالی 200 متر بالاتر از یال جنوبی بوده در نتیجه سطح پتانسیومتری آبده به صورت اریب است. نمودارهای پایپر و ترکیبی از اختلاط دو نوع آب شور کلروره سدیک با TDI بالا¬تر با آب تیپ بیکربناته کلسیک- منیزیک با TDI پایین¬تر در مخزن حکایت دارند. منشأ شورابه¬های کلروره سدیک از بخش¬های نمکی سازند گچساران و منشأ آبهای بیکربناته کلسیک- منیزیک از بخش¬های آهکی- دولومیتی سازند آسماری است. این موضوع توسط نمودار عمق در برابر TDI نیز تایید می شود. مطالعه نقشه هیدرودینامیک و خطوط جریان نشان دهنده یک جریان پیوسته از سمت شمال¬شرق به سمت غرب و جنوب¬غربی میدان بصورت جریان نسبتأ قوی در کوهانک غربی و جریان ضعیف¬تری در بخش یال شمالی می¬باشد. اندیس تولید و داده های فشاری در بخش جنوبی- جنوبغربی میدان شرایط بهتری را نشان می دهد. با توجه به ورودی جریان از سمت شمال¬شرق به سمت نواحی غربی و جنوب¬غربی قویاً توصیه می¬گردد حفاری در بخش غربی میدان متمرکز و برنامه تزریق آب در سمت شمال¬شرقی صورت گیرد.

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/44369

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873813252024810palaeoechology and taphonomy of Albian-Cenomanian Echinoids of Kazhdumi Formation in Firouzabad section, Zagros Basinبوم شناسی دیرینه و بررسی های تافونومیک(حوادث پس از دفن شدگی ) خارپوستان سازند کژدمی (آلبین- سنومانین) در برش فیروزآباد، حوضه زاگرس2236faبابک صدقیدانشجوی دکتری چینه شناسی و فسیل شناسی گروه زمین شناسی دانشگاه اصفهان، اصفهان، ایرانعلیبهرامیدانشگاه اصفهانمهدییزدیاستاد دانشگاه202416Kazhdumi Formation deposits in Firouzabad section were investigated regarding the postmortem and burial events of echinoderms, from about 150 echinoderm fossils which include 10 genera and 13 species of Coenholectypus neocomiensis, Phymosoma binexilis, Dorocidaris taouzensis, Cottaldia aff. Benettiae, Leptosalenia sergipensis, Phymosoma baylei, Micropedina olisiponensis, Tetragramma deshayesi, Macraster douvillei, Mecaster batnensis, Macraster obtritus, Pliotoxaster comanchei, Macraster sp., Hemiaster sp. most part of them suffer from disarticulation and fragmentation, radial cracks and shell deformation (test outline distortion and radial cracking) and volume change and biological erosion (bioerosion) and perforation by living worms (microboring). Of course, after volume changes, fractures or taphonomic compression, the existing solutions (hydrocarbon and solutions rich in iron, manganese and sometimes silica) hydroxides have been replaced in the cracks. The test of these echinoderms has been used by symbiotic epifauna such as Osterids and Gryphaes as food and attachment points and shelter after their death and burial. It seems that the volume change, crushing, solution injection and fauna bending are influenced by the tectonic pressure of the salt domes of the region and the soft lithology (high plasticity) of the Kazhdami formation between the Darian and Sarvak formations. در این تحقیق نهشته های سازند کژدمی از دیدگاه حوادث پس از مرگ (postmortem) و دفن شدگی (burial) خارپوستان و جغرافیای دیرینه نهشته ها مورد بررسی قرار گرفته است. از حدود 150 نمونه فسیل شده خارپوستان این برش که شامل 10 جنس و 13 گونه ی Coenholectypus neocomiensis, Phymosoma binexilis, Dorocidaris taouzensis, Cottaldia aff. Benettiae, Leptosalenia sergipensis, Phymosoma baylei, Micropedina olisiponensis, Tetragramma deshayesi, Macraster douvillei, Mecaster batnensis, Macraster obtritus, Pliotoxaster comanchei, Macraster sp., Hemiaster sp. می باشند، بخش قابل توجهی از آنها دچار خردشدگی (Disarticulation and fragmentation) ، ترک های شعاعی و تغییر شکل پوسته (test outline distortion and radial cracking) و تغییر حجم و فرسایش زیستی (bioerosion) و سوراخ شدگی توسط کرم های رو زیست (microboring) گردیده اند. البته بعد از تغییر حجم، شکستگی و یا فشردگی تافونومیکی، محلول‌های موجود (هیدروکربور و محلول های غنی از هیدروکسیدهای آهن، منگنز و گاهی سیلیس) در شکاف‌ها وترک‌های حاصله از این پدیده های فیزیکی جایگزین شده‌اند. پوسته این خارپوستان توسط اپی فونا های همزیست مانند اوسترید ها و گریفه ها بعنوان غذا و جایگاه اتصال رو زیستی و پناهگاه پس از مرگ و دفن شدگی آن‌ها بوده است. بنظر می رسد تغییر حجم، خرد شدگی، تزریق محلول و خم شدگی فونا تحت تاثیر فشار تکتونیکی گنبدهای نمکی منطقه و سنگ شناسی نرم (پلاستیسیته بالا) سازند کژدمی بین دو سازند داریان و سروک می باشد

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/45401

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873813252024810Biostratigraphy and palaeoecology of Qom formation in the Ghamsr section (SW of the Kashan)چينه نگاري زيستي و بوم شناسي ديرينه سازند قم در ناحیه قمصر (جنوب غرب کاشان)3755faطیببینازادهعلوم0009000174990890امراله صفریدانشگاه اصفهان 0000-0003-3461-4046حسین وزیری مقدمدانشگاهاصفهان 0000-0001-9673-28012024310In order to study the biostratigraphy and palaeoecology, the Qom Formation has been studied in the Ghamsar section of Kashan. The studied section, with a thickness of 314 m, consists of medium to thick-bedded to massive limestones and shale. The Qom Formation overlies the Eocene volcanic rocks in the Ghamsar section and is covered by the Recent alluvial sediments. A total of 21 genera and 9 species of benthic foraminifera were identified in this section and the results indicated the age of Rupelian-Chattian. According to the above palaeoecological conditions, in the lower parts of this section (Rupelian), light conditions are euphotic and nutrient conditions are first eutrophic and then Meso-oligotrophic with mainly normal sea salinity. During Chattian, the trophic state was mainly meso-oligotrophic with normal salinity, and salinity varied between 40 and 50 PSU. Light conditions also were between aphotic and mainly meso-oligophotic. Large benthic foraminifera with hyaline walls, such as Amphistegina, Lepidocyclinide and Nummulitide, in shallow environments with high energy, have thicker shells and smaller shell size, and in deep environments, due to reduced light intensity and low water circulation, they have thinner and more elongated shells. The results of the morphometry of 186 samples of Amphistegina show that the seawater depth in Ghamsar section (Rupelian-Chattian) fluctuated from less than 11 meters to less than 44 meters.به منظور مطالعات چينه نگاري زيستي و بوم شناسي ديرينه، سازند قم در برش قمصر کاشان مورد مطالعه قرار گرفته است. برش مورد مطالعه با 313 متر ضخامت شامل سنگ آهک های متوسط تا ضخیم لایه و توده‌ای و شیل بوده كه با ناپيوستگي فرسایشی برروي سنگ‌های آتشفشانی ائوسن قرارگرفته و به وسیله آبرفت های عهد حاضر پوشیده شده است. بر اساس مطالعات انجام شده در مجموع 21 جنس و 9 گونه از روزن‌داران کف‌زی شناسایی گردید. با توجه به مجموعه روزن‌داران کف‌زی سن سازند قم در این برش روپلین- شاتین تعیین شده است. با توجه به شرایط دیرینه بوم شناسی مطرح شده، در بخش های پایین این برش (روپلین)، شرایط نوری یوفوتیک و شرایط غذایی ابتدا یوتروف و سپس مزو-الیگوتروف با شوری عمدتاً نرمال دریایی می باشد. در طی زمان شاتین، شرایط غذایی عمدتاَ مزو-الیگوتروف با شوری نرمال و شوری 40 -50 psu در نوسان می باشد. شرایط نوری نیز بین آفوتیک و عمدتاً مزو-الیگوفوتیک متغییر می باشد. روزن‌داران کف‌زی بزرگ با دیواره هیالین مانند آمفیستژینا، لپیدوسیکلیناها و نومولیتیده‌ها، در محیط‌های کم عمق با انرژي زیاد، دارای پوستۀ ضخیم‌تر و اندازه صدف کوچک‌تر و در محیط‌های عمیق، به علت کاهش شدت نور و تحرک کم آب، دارای پوسته‌های نازک‌تر و کشیده‌تر می‌باشند. نتایج حاصل از مورفومتری 186 نمونه آمفیستژینا نشان می‌دهد که عمق دیرینه آب دریا در برش قمصر (روپلین-شاتین) از کمتر از 11 متر تا کمتر از 44 متر در نوسان بوده است.

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/46108

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873813252024810 Strain and shortening analyses in the Asmari horizon, Kupal oil field, Khuzestan provinceتحلیل کرنش و كوتاه شدگي در افق آسماری، میدان نفتی کوپال، استان خوزستان5668faبابک سامانیدانشکده علوم زمین دانشگاه شهید چمران اهوازمیناپروینگروه زمین‌شناسی، دانشكده علوم زمين، دانشگاه شهید چمران اهواز، اهواز، ايرانعباسچرچیگروه زمین شناسی، دانشکده علوم زمین دانشگاه شهید چمران اهوازمحمد حسین حیدری فردشرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب، اهواز، ایران2024517<p>Kupal Oil Field is one of the important oil fields in the Zagros Basin, located in the eastern part of the Dezful embayment, adjacent to Aghajari Oil Field and Marun Oil Field. Some characteristics of the fold elements, such as the fold interval angle and axial surface, were determined in the Asmari folded horizon using the interpreted seismic profiles. Based on the deviation of the axial surface from the vertical surface and determination of shear angle and shear strain, minimum and maximum quadratic stretch and strain ratio (R) values were calculated in different parts of the anticline. With application of graphical functions the amounts of fold aspect ratio were determined along the anticline. Base on the results, the amounts of shear strain varies from 0.01 to 0.09 in deferent parts of anticline. Also results show the amounts of strain ratio in range of 1.25 to 1.38 and shortening about 5% to 17% in different parts of the kupal anticline oil field.</p><p>میدان نفتی کوپال یکی از میدان های نفتی مهم در حوضه زاگرس است، که در بخش خاوری منطقه ساختاری فروافتادگی دزفول، در مجاورت میدان نفتی آغاجاری و میدان نفتی مارون قرار دارد. با استفاده از مقاطع لرزه¬ای تفسیر شده و بررسی سیمای چین خورده افق آسماری، برخی ویژگیهای عناصر چین، همچون مقادیر زاویه بین یالی و خصوصیات سطح محوری تعیین گردید. براساس میزان انحراف سطح محوری از سطح قائم و تعیین مقادیر زاویه برش و کرنش برشی، مقادیر مربع کشیدگی حداقل و حداکثر و نسبت کرنش (R) در بخش های مختلف تاقدیس محاسبه گردید. با استفاده از توابع تصویری مقادیر نسبت ابعادی چین در بخش¬های مختلف تاقدیس تعیین گردید. براساس نتایج، مقادیر کرنش برشی از 01/0 تا 09/0 در بخش های مختلف تاقدیس متغییر است. همچنین نتایج نشان دهنده دامنه تغییرات نسبت کرنش در محدوده 25/1 تا 38/1 و مقادیر کوتاه¬شدگی بین 5 تا 17 درصد در بخش¬های مختلف تاقدیس می¬باشد.</p>

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/46731

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873813252024810Identification of gas in carbonate rock using wavelet transformشناسایی گاز در سنگ کربنات با استفاده از تبدیل موجک6978fa حسن عمرانیدانشگاه صنعت نفت دانشکده نفت اهوازهاشمعمرانیدانشکده مهندسی شیمی و نفت2024424Gas can be diagnosed in clean sand rock by petrophysical log. It is not easy to determine the gas in carbonate rock by petrophysical log. The R.F.T. tool is used to determine the gas in carbonate rock. The fluid density in the rock is determined by calculating the pressure difference related to depth. The R.F.T. tool has some disadvantages, such as being expensive, taking much time to run, and rock having a neutron porosity of about 15%, and sometimes the R.F.T. tool is stuck in well. This study applies the wavelet transformation, a recent advance in signal analysis technique, to detect reservoir rock fluid. The porosity and water saturation are denoised using the "demy" mother wavelet. At last, the pore hydrocarbon saturation, porosity denoise by the "demy" wavelet, pore volume plot and R.F.T. tool are plotted together in one figure to identify the kind of fluid in sand and carbonate rocks.از نمودارهای پتروفیزیکی برای شناسایی جنس سنگ و نوع سیال در مخزن استفاده می شود. شناسایی گاز در سنگ ماسه و کربنات یکی از کاربرد های مهم نمودارهای پتروفیزیکی است. اما شناسایی گاز در سنگ کربنات توسط نمودارهای پتروفیزیکی گاهی با عدم قطعیت همراه است .لذا در این حالت برای شناسایی گاز از ابزار R.F.T (Repeat Formation Tester) استفاده می شود. ابزار R.F.T فشار را در اعماق مختلف سنگ مخزن اندازه گیری می کند و با محاسبه گراديان فشار نسبت به عمق نوع سيال شناسایی مي شود. از معايب ابزار R.F.T راندن آن در حضور دكل حفاري (افزايش دكل - روز)، هزينه راندن ابزار، ضرورت مناسب بودن قطر حفره چاه (عدم ريزش حفره چاه ) ، نقاط با تخلخل نوترون بيش از 15 درصد و همچنین گير كردن ابزار در حفره چاه و مانده يابي آن است. هدف از این مطالعه ارائه روشی ساده و کاربردی جهت شناسایی گاز در سنگ کربنات می باشد. در این مطالعه با استفاده از تبدیل موجک ، نویز های موجود در داده های تخلخل و اشباع آب حذف و سپس با استفاده از داده های نویززدایی شده تخلخل و اشباع هیدروکربور، روشی ساده و کاربردی جهت شناسایی گاز در سنگ کربنات ارائه می شود. مهمترين دستاورد اين مطالعه حذف ابزار R.F.T و در نتيجه كاهش هزينه حفاري و مخاطرات ناشي از گير ابزار R.F.T در چاه است. نتایج این مطالعه نشان می دهند که با استفاده از روش ارائه شده با اطمینان می تواند نوع سیال را در سنگ مخزن شناسایی داد.

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/46504

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873813252024810Evaluation of depositional environment conditions of middle Pliocene-Pleistocene clastic deposits (Bakhtiyari Formation) based on the characteristics of lithofacies the southeastern folded Zagros, north of Bandar Abbas cityارزیابی شرایط محیط رسوبگذاری نهشته های آواری پلیوسن میانی-پلئیستوسن (سازند بختیاری) بر مبنای ویژگی های سنگ رخساره ای در جنوب خاوری زاگرس چین خورده،شمال شهر بندرعباس7996faپيمان رضائيدانشگاه هرمزگانسیده اکرمجویباریدکتری رسوب شناسی و سنگ شناسی رسوبی دانشگاه هرمزگان، بندرعباس0000-0003-3978-9881شهربانمحمدزاده شمیلی3- کارشناس ارشد رسوب شناسی و سنگ شناسی رسوبی، گروه زمین شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه هرمزگان2024617The Bakhtiari Formation represents the Middle Pliocene-Pleistocene time period in the folded Zagros structural sedimentary zone. Debris deposits of this formation have wide outcrops in the northern area of Bandar Abbas city. In order to study the Bakhtiari formation from the point of view of sedimentary geology, three sections of this formation were selected in the northwest of Bandar Abbas city (Genow Power Plant, South of town Down Tazeyan, South of town Morvarid). From these sections, 50 samples were taken for microscopic examination and 6 samples were taken to identify heavy minerals. In all three sections, the Bakhtiari Formation includes an interval of conglomerate, sandstone and some mudstones. In the studied area, this formation is placed on the Aghajari formation with an erosional discontinuity boundary. The upper border of the Bakhtiari Formation with Quaternary deposits is also of erosional discontinuity. Field and laboratory investigations led to the identification of coarse-grained petrofacies (mud-supported conglomerate and grain-supported), medium-grained (calclitite sandstone), fine-grained (mudstone) and five structural elements (GB, CH, SB, GH, FF) has been. The results of this research show that the deposits of the Bakhtiari Formation in the north west of Bandar Abbas has been deposit in a braided river far from origin at the end of an alluvial fan. The set of heavy minerals identified in this sequence have two origins, Hormuz Salt Series and Sanandaj-Sirjan Zone, which have been affected by several sedimentary cycles. The set of petrofacies features of the Bakhtiari Formation is a confirmation of the tectonic dynamics of the end of the Cenozoic era in the middle Pliocene-Pleistocene time frame, especially the Bakhtyari tectonic event, which has led to the intensification of continental conditions in the studied area. سازند بختیاری معرف بازه زمانی پلیوسن میانی- پلئیستوسن در پهنه رسوبی ساختاری زاگرس چین خورده است. نهشته های آواری این سازند در محدوده شمال شهر بندرعباس دارای رخنمون های گسترده ی است. به منظور مطالعه سازند بختیاری از دیدگاه زمین شناسی رسوبی، سه برش از این سازند درشمال باختری شهر بندرعباس(نیروگاه برق گنو، جنوب شهرک تازیان پایین، جنوب شهرک مروارید) انتخاب گردید. از این برش ها 50 نمونه برای بررسی های میکروسکوپی و 6 نمونه برای شناسایی کانی های سنگین برداشت شد. در هر سه برش سازند بختیاری شامل تناوبی از کنگلومرا، ماسه سنگ و مقداری گلسنگ می باشد. این سازند در منطقه مورد مطالعه، با مرزی از نوع ناپیوستگی فرسایشی بر روی سازند آغاجاری قرار گرفته است. مرز بالایی سازند بختیاری با نهشته های عهد حاضر نیز از نوع ناپیوستگی فرسایشی است. بررسی های صحرایی و آزمایشگاهی منجر به شناسایی پتروفاسیس های دانه درشت(کنگلومرای گل پشتیبان و دانه پشتیبان)، دانه متوسط(ماسه سنگ کالک لیتایتی)، دانه ریز(گلسنگی) و پنج عنصر ساختاری(GB, CH, SB ,GH ,FF) در این سازند شده است. نتایج این پژوهش نشان می دهد که نهشته های سازند بختیاری در شمال باختری بندرعباس در یک رودخانه بریده بریده دور از منشا در انتهای یک مخروط افکنه بجای گذاشته شده اند. مجموعه کانی های سنگین شناسایی شده در این توالی دارای دو منشا توالی های سری نمکی هرمز و پهنه سنندج-سیرجان هستند که از چند چرخه رسوبی تاثیر پذیرفته اند. مجموعه ویژگی های سنگ رخساره های سازند بختیاری، تاییدی بر پویایی زمین ساختی انتهای دوران نوزیستی در بازه زمانی پلیوسن میانی- پلئیستوسن به ویژه رویداد زمین ساختی بختیارین می باشد که به تشدید شرایط قاره ای در گستره مورد مطالعه منجر گردیده است.

http://journal.ispg.ir/en/Article/Download/47088