مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738232016621 Application of Kuster and Toksoz equations in inverse modeling technique to estimate the percentages of pore types in carbonate rocksمدل سازی معکوس با استفاده از روابط کاستر وتوکسوز جهت تخمین در صد حفره ها ونوع ان ها در سنگ های کربناته110faاصغرنادریپژوهشگاه صنعت نفتمصطفیحیدریپژوهشگاه صنعت نفتایرجمداحیپژوهشگاه صنعت نفتناصرکشاورز فرج خواهپژوهشگاه صنعت نفت2016423The most prominent parameter of seismic studies is seismic wave velocity. This parameter is influenced by different factors such as rock properties (Compaction, age, Lithology, Porosity, Pore Shape and etc), fluid properties (Viscosity, Density, fluid type, Saturation) and environment (Stress history, Depositional environment, production history, temperature, pressure, etc). Therefore, by identification, study and investigation of the relationship between seismic velocity and these parameters, properties of rock, fluid and environment from seismic data can be inferred. The main factors affecting these parameters are the porosity and pore ambiences. Many studies have been conducted to obtain and understand these relations. Most of the theoretical equations haven’t considered changes in seismic properties from pores. Therefore, the seismic inversion, AVO and pore volume calculated based on these equations, include much uncertainties. One of the equations that consider several factors such as porosity, pore type, mineralogy and pore fluid is provided by Kuster and Toksoz. In this study, using this equation and inverse modeling technique, geometry and pore type and percentage of any type of pore shape in 3 wells penetrated one Irainain hydrocarbon reservoir were estimated. In this reservoir, Spherical and Disk shape have the highest percentage. اصلی ترین پارامتر در مطالعات لرزه ای ،سرعت امواج لرزه ای می باشد .این پارامتر ها تحت تاثیر عوامل مختلفی مانند خواص سنگ (تراکم ،سن ،سنگ شناسی ،تخلخل ،شکل حفره ها و....) خواص سیال (ویسکوزیته،چگالی ،نوع سیال ،در صد اشباع و...)ومحیط (تاریخچه تنش ،محیط رسوب گذاری ،تاریخچه تولید ،دما،فشار و...)قرار دارند.با شناخت ،مطالعه وبررسی رابطه بین سرعت های لرزه ای واین پارامتر ها می توان از داده های لرزه ای خواص سنگ ،سیال ومحیط را بدست آورد .عامل اصلی موثر در این پارامتر ها ،تخلخل وفضای های خالی می باشد .مطالعات زیادی در بدست اوردن وشناخت این روابط صورت گرفته اما بیشترمعادلات تئوری تغییرات بوجود آمده در خواص لرزه ای در نتیجه نوع فضا های خالی را در نظر نمی گیرند .لذا در نتیجه وارون لرزه ای ،AVO ومحاسبه حجم حفره ها که بر اساس این معادلات پایه گذاری شده اند،در معرض عدم قطعیت های زیادی هستند.یکی از روابط ارائه شده ،روابط کاستر –توکسوز است که می تواند چندین فاکتور وعوامل موثر مانند تخلخل ،کانی شناسی ،نوع حفره وسیال حفره را در محاسبات بکار گیرد .در این تحقیق سعی شده که با کمک این روابط ومدل سازی معکوس ، با استفاده از داده های چاهی شکل ،نوع ودر صد فضاهای خالی را در سه چاه ،تخمین زده شوند. در چاههای میدان مورد مطالعه بیشترین درصد شکل حفره ها به ترتیب مربوط به اشکال کروی وترک بودند .http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33772

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738232016621 Iagenetic controls on reservoir quality of the Asmari carbonate succession in the Cheshmeh Khush Field, SW Iranفرایند های دیاژنزی کنترل کننده کیفیت مخزنی توالی کربناته سازند آسماری در میدان چشمه خوش ،جنوب غرب ایران110faجوادهنرمندپژوهشگاه صنعت نفتعبدالحسینامینیدانشگاه تهران2016423The Oligo-miocence Asmari Formation in the Cheshmeh Kush Oil Field consists of a mixed carbonate-siliciclastic succession. The carbonate intervals of the Formation display a high degree of vertical heterogeneity created by a complex diagenetic history. This study is aimed to investigate the effect of diagenetic events on reservoir quality of carbonate intervals of the Asmari Formation. Core samples and thin sections were studied from sedimentological and diagenetic point of view. Results from cathodoluminesence and scanning electron microscopy were used to investigate diagenetic features in details. Core analysis data (porosity and permeability) and wire-line logs (porosity and oil saturation values) from studied interval were used in order to examine reservoir properties. Diagenetic studies and their comparison with petrophysical data demonstrated that dolomitization, cementation (calcite, anhydrite and celestite cements), compaction and dissolution are the most important diagenetic events affecting porosity and permeability of the reservoir. Based on vertical distribution of diagenetic features and reservoir characteristics, diagenetic zones (DZ) of the carbonate succession were introduced. Medium crystalline dolostones with sparse compaction features and limited anhydrite cement (DZ-23, 27 and 30) comprise the highest value of porosity and permeability. Whereas intense mechanical and chemical compaction and evaporate (anhydrite and celestite) cementation in some dolomitic intervals have thoroughly reduced reservoir quality (DZ-12, 11 and 24). Compaction and calcite cementation (coarse spary, equant and poikilotopic types) in some limestone intervals damaged reservoir properties and created non-reservoir intervals (DZ-3, 20 and 17). In contrast, high value of interparticle and dissolution porosities along with minor compaction and cementation effects has improved reservoir properties of the Asmari limestones (DZ-31 and 32). This study shows that the reservoir characteristics of the Asmari Formation in the studied field are dominantly affected by diagenetic events and therefore diagenetic studies and determination of diagenetic zones in field-scale are the most important part in static reservoir modeling and سازند آسماری به سن الیگو-میوسن در میدان نفتی چشمه خوش از توالی مخلوط کربناته –آواری تشکیل شده است .توالی کربناته این سازند ناهمگونی های عمودی شدید ی نشان می دهد که ناشی از تاریخچه دیاژنزی پیچیده آن می باشد .در این مطالعه که با هدف بررسی تاثیر فرایند های دیاژنزی رکیفیت مخزنی توالی کربناته این سازند انجام شده ،نمونه های مغزه ومقاطع نازک از نظر ویژگی های رسوب شناسی ودیاژنزی مورد مطالعه قرار گرفت .به منظور شناخت دقیق تر محصولات دیاژنزی ،از میکروسکوپ الکترونی وکاتدولومینسانس استفاده گردید .داده های آنالیز مغزه (تخلخل وتراوایی9ونمودار های پترو فیزیکی (تخلخل واشباع نفت )سازند اسماری نیز جهت بررسی خواص مخزنی آن بکار گرفته شد . مطالعات دیاژنزی ومقایسه آن با داده های پترو فیزیکی نشان داد که دولومیتی شدن فسیمانی شدن (سیمان های کلسیت ،انیدریت وسلستیت )،تراکم وانحلال مهم ترین پدید ه های دیاژنزی کنتر ل کننده تخلخل وتراوائی در این سازند می باشند.بر مبنای توزیع عمودی پدید های دیاژنزی وخواص مخزنی ،زون های دیاژنزی در سازند آسماری معرفی شد .زون های دولومیتی با بلور های متوسط که دارای آثار تراکم وسیمان انیدریتی خیلی کم هستند از بالاترین مقادیر تخلخل وتراوائی برخوردارند0زون های( 27،23و30).در حالی که عملکرد شدید تراکم وتشکیل سیمان های انیریت وسلستیت در برخی افق ها به شدت خواص مخزنی را کاهش داده است (زون های 20،3 و17) اما سیمانی شدن وتراکم محدود ووجود تخلخل بین دانه ای وانحلالی در بخش هایی از توالی آهکی سازند آسماری خواص مخزنی را بهبود بخشده است (زون های 31و31). با توجه به اینکه خواص مخزنی سازند آسماری در این میدان به شدت متاثر از فرایند های دیاژنزی است لذا مدل سازی استاتیک این مخزن وتعیین روند توزیع پارامتر های مخزنی مستلزم مطالعات دیاژنزی وتعیین زون های دیاژنزی در گستره میدان خواهد بود . http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33773

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738232016621 Petrophysical evaluation and determination of reservoir rock types in the Ghar member,the Abouzar oilfield, Persian Gulf. ارزیابی پترو فیزیکی وتعیین گونه های مخزنی عضو غار در میدان نفتی ابوذر خلیج فارس110faمهرنازنصیریدانشگاه آزاد-علوم تحقیقاتمحمدرضارجلی نودهشرکت نفت فلات قاره2016423This study is aimed at petrophysical evaluation of the Ghar reservoir using Multimin method by Geolog software in five wells from the Abouzar oilfield. For this purpose, well log data comprising of neutron, density, sonic, gamma, resistivity and photoelectric absorption were utilized and their analysis lead to determination of quantitative petrophysical properties such as porosity, volume of shale, water, oil saturation and qualitative parameters including lithology and clay mineral types. The analyses revealed that three zones could be identified in the Ghar reservoir. Meanwhile, there are three shaly interlayers within the Ghar foemation. By application of the cutoff values on oil in place (OIP), petrophysical properties were determined zone by zone and based on Net to Gross ratio (N/G) high reservoir quality zone was identified. Finally by using clustering algorithm, reservoir rock types were identified based upon six properties including density, neutron, gamma ray, volume of shale, water saturation and effective porosity. The facies were introduced on the basis of their priority in reservoir quality so that there is an agreement between petrophysical evaluation results and electrofacies. General lithology of the reservoir in composed of upper loose sands and consolidated sand in the lower part. The lower sands are consolidated by the calcite cement. Overall, the volume of clay minerals in the lower part is less than that of upper part. However, productive zones were separated by a thin shaly layer. The clay minerals type in the shaly layer differs from those present in the reservoir rocks. Total and effective porosity are almost identical which is due to low volume of shale. مطالعه به منظور ارزیابی پترو فیزیکی افق غار به روش مولتی مین توسط نرم افزار تخصصی پترو فیزیک ،Geogle6.6،در پنج حلقه از چاه های میدان ابوذر با استفاده از نمودار های چاه پیمائی نظیر نگار های نوترون ،چگالی ،صوتی ،گاما،مقاومت واثر جذب فتو الکتریک انجام گرفته که منجر به تعیین خواص پترو فیزیکی مخزن شامل دو دسته پارامتر های کمی :تخلخل ،حجم شیل ،حجم آب،نفت موجود در فضا های خالی وپارامتر های کیفی : ترکیب سنگ شناسی ،نوع یا انواع کانی های رسی شده است .پس از آنالیز نهائی چاه ها افق غار به سه زون A,B,C تفکیک شده وسه میان لایه ی شیلی در اکثر چاه ها قابل ردیابی بود .با تععین حدود برش(cut off) بر اساس حجم ذخیره ی غیر اقتصادی OIP<5%)) با استفاده از نمودار های طراحی شده در نرم افزار Excel پارامتر های پترو فیزیکی به صورت زون به زون تعیین شد وبر حسب Net/Gross بدست آمده بهترین زون از لحاظ استعداد مخزنی تعیین شد .در آخر با استفاده از روش الگوریتم خوشه سازی ،گونه های مخزنی بر اساس سه گروه از ویژگی ها ،یک گروه شامل لاگ چگالی ،نوترون گاماری ،یک گروه شامل حجم شیل ،اشباع آب ،تخلخل وگروه نهائی تلفیقی از شش ویژگی ذکر شده در بالا به دست آمدکه این رخساره های مخزنی به ترتیب کیفیت مخزنی ذکر شدند وتاییدی بر خصوصیات مخزنی به دست آمده در ارزیابی پترو فیزیکی می باشد .سنگ شناسی کلی این مخزن در بخش بالائی ماسه روان (Loose sand) است ودر بخش های پائینی این ماسه ها توسط سیمان کربناته به همدیگر متصل می گردند،به طور کلی حجم کانی رسی محاسبه شده در بخش تولیدی بسیار پائین می باشد ولی این بخش های تولیدی توسط لایه های نازک رسی از همدیگر جدا می شوند .با توجه به ماهیت سنگ شناسی تخریبی ،نوع کانی رسی در لایه های رسی با کانی مشاهده شده در بخش مخزنی یکسان نیست .تخلخل کل وتخلخل موثر تقریبا در بیشتر نقاط با هم برابرندکه این به علت پایین بودن حجم شیل است http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33774

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738232016621 Porosity modeling in Azadegan oil field: a comparative study of Bayesian theory of data fusion, multi layer neural network, and multiple linear regression techniques مدل سازی تخلخل توسط رویکرد تئوری بیزین ترکیب اطلاعات ومقایسه آن با شبکه عصبی چند لایه ورگرسیون خطی چند گانه در میدان نفتی آزاد گان110faعطیه مظاهری طرئیدانشگاه تهرانحسینمعماریاندانشگاه تهرانبهزادتخم چیدانشگاه صنعتی شاهرود بهزادمشیریدانشگاه تهران2016426Porosity parameter is an important reservoir property that can be obtained by studying the well core. However, all wells in a field do not have a core. Additionally, in some wells such as horizontal wells, measuring the well core is practically impossible. However, for almost all wells, log data is available. Usually these logs are used to estimate porosity. The porosity value obtained from this method is influenced by factors such as temperature, pressure, fluid type, and amount of hydrocarbons in shale formations. Thus it is slightly different from the exact value of porosity. Thus, estimates are prone to error and uncertainty. One of the best and yet most practical ways to reduce the amount of uncertainty in measurement is using various sources and data fusion techniques. The main benefit of these techniques is that they increase confidence and reduce risk and error in decision making. In this paper, in order to determine porosity values, data from four wells located in Azadegan oil field are used. First, multilayer neural network and multiple linear regressions are used to estimate the values and then the results of these techniques are compared with a data fusion method (Bayesian theory). To check if it would be possible to generalize these three methods on other data, the porosity parameter of another independent well in this field is also estimated by using these techniques. Number of input variables to estimate porosity in both the neural network and the multiple linear regressions methods is 7, and in the data fusion technique, a maximum of 7 input variables is used. Finally, by comparing the results of the three methods, it is concluded that the data fusion technique (Bayesian theory) is a considerably more accurate technique than multilayer neural network, and multiple linear regression, when it comes to porosity value estimation; Such that the results are correlated with the ground truth greater than 90%. پارامتر تخلخل یکی از مهمترین خصوصیات مخزن می باشد که با مطالعه مغزه بدست می آید .با این وجود تمامی چاه های یک میدان دارای مغزه نیستند.هم چنین در برخی از چاهها مانند چاه های افقی مغزه گیری عملا غیر ممکن است .ولی تقریبا در تمامی چاه ها نمودار گیری صورت می گیرد .به طو معمول از نمودار های چاه نگاری به منظور تخمین تخلخل نیز استفاده می شود .تخلخلی که از این نگار ها بدست می آیدتحت تاثیر عواملی هم چون دما ،فشار،نوع سیال ،میزان هیدرو کربور وشیل موجود در سازند قرار می گیرند ودر نتیجه با میزان واقعی تخلخل کمی متفاوت است .بنابر این تخمین ها توام با خطا وعدم قطعیت هستند .شاید بهترین ودر عین حال عملی ترین روش جهت کاهش عدم قطعیت تخمین ،استفاده از منابع مختلف داده جهت تخمین ودر واقع استفاده از تکنیک های ترکیب اطلاعات باشد .کار کرد اصلی این تکنیک ها ،افزایش اطمینان وکاهش ریسک در تصمیم گیر ی ها است . در این تحقیق ، برای تعیین مقادیر خلخل ،با استفاده از داده های چهار چاه واقع در میدان نفتی آزادگان ،ابتدا از دو تکنیک شبکه عصبی چند لایه ورگرسیون خطی چند گانه استفاده شده ودر نهایت نتایج این روش ها با تکنیک ترکیب اطلاعات (تئوری بیزین )مقایسه شده است .برای برسی قابلیت تعمیم این سه روش در هر تکنیک ،پارامتر تخلخل در یک چاه دیگر میدان نیز تخمین زده شده است .تعداد متغیر های ورودی برای تخمین تخلخل در چاه مورد مطالعه در روش های شبکه عصبی ورگرسیون خطی چند گانه 7 است ودرتکنیک ترکیب اطلاعات نیز از حداکثر 7 متغیر ورودی استفاده شده است .در نهایت با مقایسه نتایج حاصل از 3 روش نامبرده مشاهده شده است که تکنیک ترکیب اطلاعات (تئوری بیزین)از اعتبار بالاتری برخوردار است ودر تخمین تخلخل به مقدار قابل توجهی از دو تکنیک شبکه عصبی چند لایه ورگرسیون خطی چند گانه بهتر عمل نموه است ؛به نحوی که همبستگی نتایج با واقعیت بیش از 90%به دست آمده است .http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33776

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738232016621Secondary porosity index effect on improving approaches permeability estimation from petrophysical logs utilizing artificial intelligent عملکرد شاخص تخلخل ثانویه در بهبود تخمین نفوذ پذیری از نمودار های پترو فیزیکی به کمک روش های هوش مصنوعی وتکنیک فازی در مخزن سورمه میدان نفتی بلال110faسجادکاظم شیرودیدانشگاه فردوسی مشهدمرتضیخانیانشرکت نفت فلات قاره2016426 Abstract Permeability estimation using core data and petrophysical logs is a conventional approach which bears high uncertainty especially in carbonate reservoir characterization. In essence, the problem consists not only due to coring expenses rate, but also ambiguity in finding proper explicit log correlation to core data. Moreover, utilizing the correlated formula in wells without core data can pose errors. In this research the permeability was estimated from conventional petrophysical logs and it was calibrated with permeability obtained from core lab experiments. Applied intelligent systems are the matter of this research for permeability values estimation. To construct permeability estimation model, three techniques have been applied including conventional ANN, the Gonzalez, and Hambalek fuzzy logic techniques. These methods were applied in two wells drilled in Surmeh reservoir in Balal field to establish ANN and to derive a relation between core and well. The models were applied in control well in order to check the reliability and capability of models to estimate representative permeability value. The result showed however three foresaid techniques for permeability estimation were successful the secondary porosity distributed the correlation due to its reduction effect on permeability so that they were not interconnected. Therefore this effect was omitted using secondary porosity index in which the permeability estimation were improved and were estimated close to core value. برآورد مقدار نفوذ پذیری که بطور معمول توسط اندازه گیر یهای مستقیم روی نمونه های مغزه یا آزمایش چاه بدست می آید یکی از مشکلات قدیمی در تعیین پارامتر های مخزن است .معمولاً پارامتر های مخزن مانند تخلخل ،لیتو لوژی ،نفوذ پذیری از مغزه دست می آیند که هزینه زیادی را در بردارد وهم چنین تهیه مغزه در تمام چاه ها امکان پذیر نیست واز لحاظ زمانی وقت گیر می باشد .در این تحقیق سعی بر آن است که پارامتر نفوذ پذیری از طریق داده های چاه پیمائی بدست آید وبرای ارزیابی نتایج بدست آمده با پارامتر های حاصل از مغزه مورد مقایسه قرار گیرد وعوامل موثر در افزایش عدم قطعیت از جمله تخلخل ثانویه تعیین گردد .برای این کار در چاهی که هر دو نوع داده شامل نمودار های پترو فیزیکی ومغزه را دارد ،مدل پیش بینی نفوذ پذیری ساخته می شود ودر چاهی که فقط دارای نمودار های پترو فیزیکی است به پیش بینی نفوذ پذیری پرداخته می شود.امروزه استفاده از سیستم های هوشمند برای برآورد پارامتر های مخزن مطرح می باشند .هدف اصلی این تحقیق تخمین پارامتر تراوائی با استفاده از سیستم های مذکور می باشد .برای نیل به این هدف وساخت مدل تخمین تراوائی از سه روش استفاده شده است .ابتدا تکنیک منطق فازی Hambalek وGonzales استفاده شد تا کار برد آن برای کربناتهای سازند سورمه مورد بررسی قرار گیرد .روش دوم از الگوریتم Guddy وروش سوم از شبکه های عصبی مصنوعی ، برای تخمین تراوائی استفاده شده است ودر نهایت این سه روش با یکدیگر مقایسه شد ند.در این مقاله داده های دو چاه BL-1P ,BL-3I,از سازند سورمه واقع در میدان بلا ل بکار رفتند .از داده های چاه شماره BL-1P برای ساخت مدل واز داده های چاه شماره BL-3I برای تعمیم واعتبار سنجی مدل استفاده شد .پیش بینی نفوذ پذیری توسط مدل اولیه ، در بخش های زیرین چاه BL-1P ودر اکثر نقاط چاه تعمیم دور از مقادیر واقعی (نفوذ پذیری مغزه )بود که با بررسی های انجام گرفته ،مشخص گردید سازند مورد مطالعه دارای تخلخل های از نوع ثانویه ای است که نمودار صوتی قادر به شناسائی آن نیست ، به همین منظور شاخص تخلخل ثانویه (SPI) محاسبه ودر ساخت مدل بکار گرفته شد .نتایج بدست آمده از این تحقیق نشان داد در حالت دوم که شاخص تخلخل ثانویه وارد مدل گردید پیش بینی نفوذ پذیری بسیار دقیق تر (نزدیک به مقادیر مغزه )گردید . http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33777

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738232016621 Determining Geological, Environmental and Economical Impact Weight for Oil Field Prioritization to Implement Smart Well Technologyارائه یک روش جامع برای تعیین ضریب اهمیت عوامل زمین شناسی،محیط زیست واقتصادی برای بکار گیری فناوری چاه نفتی هوشمند110faتورجبهروزپژوهشگاه صنعت نفتسید مهدیامطهریپژوهشگاه صنعت نفتمهدیندری پریپژوهشگاه صنعت نفت2016426Deep oil reservoirs with high heterogeneity need thorough management to maximize production and recovery along with minimizing OPEX and CAPEX. This management is integration between technology, human resource and processes. Smart Well technology helps oil companies to meet aforementioned goals. Since smart well technology imposes high initial expenditure it is a risky and costly decision for oil companies to apply it for all companies. Indeed, this fact dictates prioritization of oil fields based on several parameters to decide where this technology should be implemented first. In this paper we present a novel screening technique under Analytical Hierarchy Process (AHP) engine. This technique needs criteria and sub-criteria affecting smart well potential of fields such as Geological, Geographical, Environmental and Economical parameters. In this study, the main components of the four main mentioned parameters have been extracted. All of them weighted according to our objective function. The result of this research would be impact weight of each parameter with respect to each other that can be used an engineering box for making decision among several fields for implementing smart well technology. مخازن نفتی در اعماق چند هزار متری سطح زمین واقع شده وبا شرایط دمایی وفشاری بالا ، به لحاظ پارامتر های زمین شناسی به شدت ناهمگن است .مدیریت مخازن نفتی شامل تلفیق فناوری ،نیروی انسانی وفرایند ها به گونه ای است که منجر به حداکثر تولید وبازیافت از مخزن در کنار حداقل شدن هزینه های سرمایه ای وعملیاتی شود .یکی از فناوری های جدید در حوزه مدیریت مخازن که از آن به عنوان نسل آینده مخازن نفتی یاد می شود ،فناوری چاه هوشمند است .این فناوری اخیراً مورد توجه اکثر شرکت های بزرگ نفتی قرار گرفته است .این تکنولوژی با استفاده از کاهش هزینه های عملیاتی وسرمایه گذاری ،شتاب دهی به روند تولید ،امکان تولید آمیخته وهم زمان وامکان افزایش بازیافت نهائی از مخازن سبب بهبود مدیریت مخازن می شود . تعداد پارامتر های توصیف کننده مخزن نفتی وروابط غیر خطی پیچیده بین آن ها منجر به ایجاد محیط ناهمگنی می شود که با توجه به ابعاد بزرگ مخزن ودر دسترس نبودن آن به شدت با عدم قطعیت همراه است .این شرایط ریسک سرمایه گذاری های هنگفت برای توسعه مخزن نفتی با استفاده از فناوری چاه هوشمند را تشدید می کند .از این رو ضروری است که با توجه به ارزش افزوده ناشی از به کار گیری این فناوری در مخازن نفتی ومحدودیت منابع مالی وتجهیزات هوشمندی ، اولویت بندی دارائی ها(مخازن هیدرو کربوری )برای استفاده از این فناوری انجام شود .با توجه به این نیاز در این مقاله با استفاده از یک روش جدید وطراحی یک جعبه ابزار تصمیم گیری چند معیاره ،مخازن نفتی جهت بکار گیری این فناوری غربا لگری می شوند عمده ابزار های مراحل مختلف ،نظریات کار شناسی کارشناسان مبتنی بر تجربیات ومطالعات خویش واستفاده از روش های تحلیل سلسله مراتبی می باشد .در این مقاله پارامتر های اصلی فنی ،زمین شناسی ،اقتصادی ،زیست محیطی وجغرافیائی استخراج وبا توجه به اهمیت هر کدام در بهبود تابع هدف وزن دهی می شوند .این روش شامل مراحلی نظیر ساخت سلسله مراتبی ،مقایسه های زوجی پارامتر ها،ترکیب وزن ها،تحلیل حساسیت ورتبه بندی /اولویت بندی میباشد .که خروجی این مطالعات ،استخراج وارائه پارامتر های موثر زیست محیطی ،جغرافیائی ،فنی واقتصادی در غربالگری مخازن ودر صد سهم وزنی هرکدام نسبت به دیگران وجعبه ابزار تصمیم گیری چند معیاره می باشد . http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33778

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738232016621Geochemical Investigation and Mineral Matrix Effect on Probable Source Rock's Potentiality, Darquain Oilfield in the Abadan Plainمطالعه ژئوشیمیائی وتاثیر کانی ماتریکس بر پتانسیل سنگ های منشاء احتمالی میدان نفتی دارخوین واقع در دشت آبادان110faبهرامعلیزادهدانشگاه چمراننسیمآزاد بختدانشگاه چمران اهوازسید حسین حسینیدانشگاه چمران اهوازالهامترهندهشرکت ملی نفت ایران 2016426Darquain anticline is located at 5 km northeast of city of Abadan. The axis trend of this oilfield is north through south. In this study, Kazhdumi, Gadvan, Garu and Sargelu Formations in Darquain Oilfield, in Abadan Plain, were analyzed by Rock-Eval 6 instrument. S2 vs. TOC plot revealed that kerogen type in this oilfield predominantly is of mixed of types II & III. Significant S2 Adsorption by matrix of Kazhdumi Formation in well numbers 1 and 2 (5.33-14.06 mg HC/gr rock) and Gadvan Formation in well numbers 2 and 3 (3.1-3.2 mg HC/gr rock) is due to low thermal maturity as well as low Gas-Oil Ratio factor. In Garu and Sargelu Formations amounts of adsorbed S2 by matrix are respectedly 0.82 and 0.84 mg HC/gr rock, that represent a medium thermal maturation and medium to high Gas-Oil Ratio factor. Quantity of TOClive in the Kazhdumi, Gadvan, Garu and Sargelu formations estimated to be in the range of 0.6-1.6, 0.2-1.9, 1.53 and 8.38 by weight percent respectively. This represents potential for the studied formations fair to excellent petroleum generation. Also the studied wells were modeled, by which the Ro of the source rocks were calculated according to their depth. Also transformation ratio of organic matter and the initial TOC is estimated. Transformation Ratio of Kerogen in studied formations ranges from 0.12 to 0.66. This is in accordance with estimated Easy Ro by PBM software (0.5-0.8). It can then be concluded that Kazhdumi Formation is in early oil window and already started to generate hydrocarbon. This is also verified by Tmax data. The Gas-Oil Ratio of Kazhdumi and Gadvan Formations is 0-1 indicating variable hydrocarbon generation. Also this factor for Garu and Sargelu is 0.58-1 indicates that they have more gas generation potential rather than oil generation potential. The inferences drawn from It can be inferenced from iso TOCoil and TOCgas maps led to the conclution that, in west and southwestern parts of the basin, the depth during deposition of mentioned formations was more in compare to other parts of Darquain. تاقدیس دارخوین در فاصله 5 کیلو متری شمال شرقی آبادان واقع است .این میدان داراری امتداد محوری شمالی جنوبی است . در این مطالعه سازند های کژدمی ،گدوان ،گرو وسرگلو میدان نفتی دارخوین در دشت آبادان مورد آنالیز راک ایول 6قرار گرفته است .نمودار S2 در مقابل کل کربن آلی (TOC) نشان داد که تیپ کروژن این میدان غالباًمخلوطی از نوع II وIII می باشد. مقدار قابل توجه S2 جذب شده توسط ماتریکس در چاه های شماره 1و2 سازند کژدمی (5.33-14.06mgHC/gr rock) وچاه های 2و3 سازند گدوان (mgHC/gr rock 3.1-3.2) به علت بلوغ حرار تی نسبتاً کم ونسبت پائین گاز-نفت می باشد .در سازند های گرو سر گلو مقدار s2 جذب شده توسط ماتریکس به ترتیب 82/0و84/0mgHC/gr rock بوده ،که دارای بلوغ حرارتی نسبتاً متوسط ونسبت گاز-نفت متوسط تا بالا می باشند .مقدار کربن آلی فعال در سازند های کژدمی 6/1-6/0گدوان 9/1-2/0،گرو53/1وسرگلو 38/8 درصد وزنی است که بیانگر سنگ منشاهائی دارای توان هیدرو کربور زائی متوسط تا غنی می باشد .هم چنین چاه های مورد مطالعه مدل سازی شده ومقدار Ro سازند های سنگ مشاء بر حسب عق محاسبه ،ونسبت تبدیل ماده الی ودر نتیجه TOC اولیه برآورد گردید .نسبت دگر سائی کروژن در سازند های مطالعه شده در محدوده 66/0-12/0بوده که با توجه به Ro% Easy بد ست آمده از نرم افزار PBM 9/0-5/0می تواند نشانگر قرار گیری سنگ منشاهای مذکور به استثنای سازند کژدمی (Easy RO%=0.5-0.65)در اوایل پنجره نفتی وآغاز تولید هیدرو کربن باشد ،که با مقادیر Tmax نیز تائید می شود .فاکتور گاز-نفت سازند های مذکور برای سازند های کژدمی وگدوان (1-0) نشان گر محدوده متغیر پتانسیل زایی وگاز زائی این سازند ها می باشد .هم چنین این فاکتور برای سازند های گرو وسر گلو (1-58/0)،نشان می دهد که پتانسیل گاز زائی این سازند ها بیشتر از نفت زائی آنهاست .از نقشه های هم ارزش TOCoil وTOCgasسازند کژدمی می توان استنباط نمودکه عمق حوضه در زمان ته نشست سازند مذکور ،در غرب وجنوب غرب میدان بیشتر از قسمت های دیگر میدان بوده است . http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33779

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738232016621 Reservoir Evaluation of the Kangan Formation based on petrophysical and petrographic studies in one of Persian Gulf fields ارزیابی مخزنی سازند کنگان با استفاده از مطالعات پترو فیزیکی وپترو گرافی در یکی از میادین خلیج فارس110faسید نظام الدین طبیبیدانشگاه آزاد اسلامی کرمانحسین اصیلیان مهابادیشرکت ملی نفت ایرانبهرامموحدشرکت نفت وگاز پارس جنوبیحسنحاجی حسنلودانشگاه آزاد اسلامی واحد خوی2016426The Early Triassic Kangan Formation is the main reservoir in the Persian Gulf. In this study reservoir rock types were recognized according to lithology, rock fabric, geometry and amount of porosity. Therefore, 7 reservoir rock types were determined: - Anhydrite without reservoir quality, - limy– dolomite with mud dominated fabric without reservoir quality, - limy– dolomite with mud dominated fabric and an average reservoir quality, -limy– dolomite with mud dominated fabric and good reservoir quality, - dolomite with crystalline fabric and low reservoir quality, - limestone with grain dominated fabric with an average reservoir quality and - dolomite with crystaline fabric with a good reservoir quality. Based on petrophysical logs(Gamma ray, sonic, neutron & density), 5 reservoir units and 6 non – reservoir units were identified. Reservoir units are mainly formed of porous grain dominated limestone ,crystalline dolomite and mud dominated fabric dolomite, and non – reservoir units include anhydrite and limy dolomite without porosity. Petrophysical and petrographical studies indicate that moldic, intercrystaline and interparticle porosities are the most effective porosities in the reservoir units of this formation, whereas others like vuggy , fracture and intraparticle porosities have minor role in reservoir quality. سازند کنگان به سن تریاس زیرین یکی از مخازن اصلی در خلیج فارس می باشد در این مطالعه گروه های سنگی مخزنی بر مبنای لیتولوژی ، فابریک سنگی ، هندسه فضا های خالی ومیزان تخلخل تعیین گردیده اند .بر این اساس هفت گروه سنگی مخزنی تعیین وشناسایی شده است که عبارتند از 1- انیدریت لایه ای، فاقد کیفیت مخزنی 2-دولومیت آهکی با فابریک گل افزون ، فاقد کیفیت مخزنی 3-دولومیت آهکی با فابریک گل افزون دارای کیفیت مخزنی متوسط 4-دولومیت با فابریک بلورین دارای کیفیت مخزنی بد 5- دولومیت با فابریک بلورین دارای کیفیت مخزنی متوسط6- آهک با فابریک دانه افزون دارای کیفیت مخزنی خوب 7- دولومیت با فابریک بلورین دارای کیفیت مخزنی خوب بر اساس لاگ های پترو فیزیکی (اشعه گاما،چگالی ،نوترون وصوتی )،اینتر وال های مخزنی وغیر مخزنی شناسائی وتفکیک شدند .بر این اساس 5 واحد مخزنی و6 واحد غیر مخزنی تشخیص داده شده ،واحد های مخزنی دارای لیتو لوژی آهک /دولومیت متخلخل با فابریک بلورین ودر برخی موارد فابریک گلی می باشد و واحد های غیر مخزنی عمد تاً شامل انیدریت وآهک /دولومیت فاقد تخلخل با فابریک گلی می باشند . مطالعات پترو گرافی وپترو فیزیکی انجام شده نشان می دهد که تخلخل های قالبی به هم مرتبط ، بین بلور ین وبین ذره ای از بهترین تخلخل های موثر در کیفیت مخزنی این سازند بشمار می روند ودیگر تخلخل هانظیر حفره ای ،شکستگی ودرون ذره ای عوامل فرعی در این امرند . http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33780