مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873815292026822Identification of Porosity Types and Geological Features of the Ilam Formation Based on FMI Image Logs, velocity deviation log and Petrographic Thin Section Data and in a Southwestern Iranian Fieldشناخت انواع تخلخل و ویژگی¬های زمین¬شناسی سازند ایلام بر مبنای نمودار تصویری FMI، انحراف سرعت و پتروگرافی مقاطع نازک در یکی از میادین جنوب باختری ایران118fa حامد امراییگروه مهندسی نفت، دانشگاه صنعتی سهندتبریز، تبریز، ایران202564The identification of porosity types and structural geological studies of hydrocarbon reservoirs is one of the key petrophysical characteristics. To this end, in the first phase of the present study, the porosity types in the Ilam Formation, an oil well located in southwestern Iran, were determined from the constructed velocity deviation log using well logging data as a cost-effective alternative to identify porosity types; subsequently, thin sections were examined through petrographic analysis for verification. Petrographic examination of five available thin section samples from the studied well revealed that the microfacies of this formation contain intercrystalline, intergranular, and moldic porosities, with no evidence of fracturing in the reservoir. According to the velocity deviation log, the main reservoir zones of the Ilam Formation exhibit velocities close to zero, indicating the presence of intercrystalline and intergranular porosities with good permeability. Negative velocity deviations observed in this well indicate borehole breakouts, while zones with positive velocity deviations are associated with intragranular and moldic porosities, mostly present in non-reservoir intervals. Subsequently, in the second phase, structural geological interpretation of the reservoir was performed using the FMI imaging log. Accordingly, 69 bedding planes were interpreted in the studied reservoir, 9 of which with reliable dips with confident bedding contacts and 60 having dips with unreliable bedding boundaries. The average dip of the layers was determined approximately 4 degrees toward S30W, with a strike of N30W. Of the identified stylolites, 50 were of the bedding-parallel type, with an average dip of 4.5 degrees and a strike of N30W–S30W. Borehole breakouts occurred in the direction of the minimum horizontal stress acting on the borehole, with a strike of N20W–S20E, approximately corresponding to the general trend of the Zagros fold belt. Based on the analysis of conventional logs, velocity deviation, and FMI data, no natural or induced fractures were observed in the Ilam reservoir of the studied well. This study demonstrated that intercrystalline and intergranular porosities had the greatest influence on the reservoir quality of the Ilam Formation, whereas moldic porosity had a relatively minor effect.شناخت انواع تخلخل و بررسیهای زمینشناسی ساختاری مخازن هیدروکربوری، به عنوان یکی از ویژگیهای پتروفیزیکی حائز اهمیت فراوان است. به این منظور در مرحله اول پژوهش حاضر، نوع تخلخل در سازند ایلام یکی از چاههای نفتی واقع در جنوب غرب ایران از نمودار ساخته شده انحراف سرعت به کمک دادههای چاهپیمایی به عنوان یک جایگزین مقرون به صرفه برای شناسایی انواع تخلخل تعیین و در ادامه به کمک پتروگرافی مقاطع نازک کنترل گردید. از مطالعات پتروگرافی مقاطع نازک 5 نمونه در دسترس از چاه مورد مطالعه مشخص شد که ریزرخسارههای این سازند حاوی انواع تخلخلهای بین بلوری، بین دانهای و قالبی بوده و اثری از وجود شکستگی در این مخزن وجود ندارد. بر اساس نمودار انحراف سرعت تهیه شده، زون های اصلی مخزنی سازند ایلام دارای سرعتهای نزدیک به صفر هستند که بیانگر وجود تخلخل بین بلوری و بین دانهای است و دارای تراوایی خوبی میباشند. انحراف سرعتهای منفی مشاهده شده در این چاه نشانگر ریزش دیواره چاه بوده و زونهای با انحراف سرعت مثبت مرتبط با تخلخلهای درون دانهای و قالبی است که بیشتر در بخشهای غیر مخزنی وجود دارند. سپس در مرحله دوم به کمک نمودار تصویرگر FMI<a href="#_ftn1" name="_ftnref1">[1]</a> به تفسیر زمینشناسی ساختاری مخزن پرداخته شد. بر این اساس تعداد 69 لایه بندی در مخزن مورد مطالعه قرائت شد که 9 عدد از آنها شیب با لایه&zwnj;بندی مطمئن و 60 عدد شیب با مرز لایه&zwnj;بندی نامطمئن می&zwnj;باشد. میانگین شیب لایهها تقریبا برابر  با 4 درجه به سمت S30W و  با امتداد N30W-S30E تعیین گردید. استیلولیتهای  شناسایی شده 50 عدد از نوع  چینهای بودند که میانگین شیب آنها 5/4 درجه و با امتداد N30W-S30W می&zwnj;باشد. ریزشهای دیواره چاه<a href="#_ftn2" name="_ftnref2">[2]</a>  در جهت کمترین تنش افقی وارد بر حفره چاه ایجاد شده و دارای امتداد N20W-S20E بوده که تقریبا با امتداد کلی چین&zwnj;خوردگی&zwnj;های زاگرس مطابقت دارد. بر مبنای بررسی نمودارهای معمول، انحراف سرعت و FMI هیچ گونه شکستگی طبیعی و شکستگی القایی در مخزن ایلام چاه مورد مطالعه مشاهده نشد. این مطالعه نشان داد که تخلخلهای بین بلوری و بین دانهای بیشترین تاثیر را در کیفیت مخزن ایلام داشتهاند و تخلخل قالبی تاثیر کمتری بر کیفیت مخزن مذکور دارد.

http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/50496

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873815292026822Planktonic foraminiferal-based Biostratigraphy of Upper Cretaceous deposits with emphasis on the Cenomanian-Turonian and Cretaceous-Paleogene boundaries in the northeastern part of the Kabirkuh anticline, southeastern Ilamزیست چینه‌نگاری نهشته های کرتاسه بالایی بر اساس روزن‌داران پلانکتون در شمال شرق تاقدیس کبیرکوه، جنوب شرق ایلام1940fa سکینه عارفی فرددانشیار گروه زمین شناسی، دانشکده علوم پایه، دانشگاه لرستان، خرم آباد، ایراننوشینمرادی لیرکشاسیگروه زمین شناسی، دانشکده علوم پایه، دانشگاه لرستان، خرم آباد، ایرانتوماسآلجیوگروه علوم زمین، دانشگاه سینسیناتی، سینسیناتی، امریکاجاناتانشوسگروه جغرافیا/ زمین شناسی، دانشگاه نبراسکا اوماها، اوماها، امریکا لیژانگگروه زمین شناسی، دانشگاه علوم زمین چین، ووهان، چین2025728In this study, the biostratigraphy of Upper Cretaceous deposits in the Pakal-e Garab section—with a thickness of 708 meters—located in the northeastern part of the Kabirkuh anticline, southwestern Iran, is investigated. This stratigraphic succession includes the Sarvak, Surgah, Ilam, and Gurpi formations, as well as the basal part of the Pabdeh Formation. To conduct a detailed biostratigraphic analysis and assess the diversity and distribution of planktonic foraminiferal fauna in the Upper Cretaceous deposits, the 708-meter-thick Pakal-e Garab section was studied. The investigation led to the identification of 24 genera and 75 species of planktonic foraminifera. Based on the recognized microfossils, 16 biozones and 2 sub-biozones were identified. According to these biozones, the age of the Sarvak Formation is assigned to the early Cenomanian to middle Turonian, the Surgah Formation to the Late mid Turonian to earliest Santonian, the Ilam Formation to the early Santonian to early–middle Campanian, and the Gurpi Formation to the middle Campanian to late Maastrichtian. At the base of the Pabdeh Formation, a 5-meter-thick purple shale containing diagnostic Paleocene fauna was identified, suggesting a Danian age for this part of the section. This study also presents evidence for the impact of the Oceanic Anoxic Event 2 (OAE2) at the Cenomanian–Turonian boundary and the end-Cretaceous mass extinction at the K/Pg boundary on the planktonic foraminiferal communities in the Pakal-e Garab section. These events are reflected in reduced diversity and significant changes in the faunal assemblages.در اين پژوهش، زيست&zwnj;چينه&zwnj;نگاري رسوبات کرتاسه بالایی در برش پاکل گراب با ضخامت 708 متر دریال شمال&zwnj;شرقی تاقدیس کبیرکوه در جنوبغرب ايران مـورد مطالعه گرفتـه اسـت. این توالی شامل سازند&zwnj;&zwnj;های سروک، سورگاه، ایلام، گورپی و لایه&zwnj;های قاعده&zwnj;ای سازند پابده می&zwnj;باشد. مطالعات انجام شده در برش مورد مطالعه&zwnj; منجر به شناسايي 27 جنس و 76 گونه از روزن&zwnj;داران پلانکتون  و همچنین 16زیست&zwnj;زون و دو ساب&zwnj;زون گردید. با استفاده از این زیست&zwnj;زون&zwnj;ها سن بخش سازند سروک سنومانین پیشین تا تورونین میانی، سازند سورگاه اواخر تورونین میانی تا ابتدای سانتونین، سازند ایلام سانتونین پیشین تا ابتدای کامپانین میانی، سازند گورپی کامپانين ميانی تا مایستریشتین پسین تعیین میشود. در قاعده سازند پابده، ۵ متر شیل ارغوانی حاوی فونای شاخص پالئوسن وجود دارد که بر اساس آن، سن دانین برای این بخش پیشنهاد می&zwnj;شود. در این مطالعه، همچنین شواهدی از تأثیر رویداد انقراض گسترده پایان کرتاسه در مرز K/Pg، بر جوامع روزن دارن پلانکتون در برش پاکل گراب بررسی شده است که نشان&zwnj;دهنده کاهش تنوع و تغییرات چشمگیر در ترکیب زیستی آنها است.

http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/50998

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873815292026822The importance of surface geochemistry studies in hydrocarbon reservoir exploration: with a case study from Khuzestan Province, SW Iranاهميت مطالعات ژئوشيمي سطحي در اکتشافات ذخاير هيدروکربني: با ذکر مطالعه موردي در استان خوزستان، جنوب غرب ايران 4166faزینبعلیزادهگروه زمین شناسی نفت و حوضه¬های رسوبی، دانشگاه شهید چمران اهواز، اهوازبهمن سلیمانیاستاد گروه زمين شناسي نفت و حوضه¬هاي رسوبي، دانشگاه شهيد چمران اهواز، اهواز، ايران بهزادخانیمدیر فنی شرکت انرژی پژوهان آریانا، اهواز2025915Surface geochemical studies are important tools in all stages of hydrocarbon potential exploration, from foreland basin identification to detailed exploration, and prospecting based on probable hydrocarbon flux, identification of sub-zones in mature fields, and monitoring of hydrocarbon drainage associated with production over time. In the current study, regional hydrocarbon potential prediction in northeastern Khuzestan (southeast of Dezful embeymant) was performed using soil gas analysis of collected samples (62 samples). Soil gas values were measured using acid extraction (AE) methods, microbial investigation and gene extraction (MT1-MT2). Data analysis showed that the changes in MT2 analysis parameters along the sampling lines in the histogram plots show a positive skew due to the presence of surface geochemical anomalies and the presence of hydrocarbons in potential reservoirs. The ratios of ethane to methane, ethane to propane, and c1/c2+c3 to c2/c3+c4 indicate the type of hydrocarbon trapped in the subsurface reservoirs. Based on the obtained data, the samples of the study area are located in the range of oil reservoirs and in some cases oil reservoirs with gas. Hydrocarbon reservoirs based on the standard ratio c3/c1×1000, with a range of 20-200, show hydrocarbon accumulation with a majority of liquid hydrocarbons and in some cases with gas. Based on logc1/(c2+c3) versus logc2/(c3+c4), it also shows the dominance of liquid hydrocarbons and in less cases gaseous hydrocarbons with oil. The changes in the MT1 analysis parameter data along the sampling lines also indicate a good correspondence between the high anomaly of these parameters and the subsurface geological structural features (faults). The current results indicate that the samples are dominated by liquid hydrocarbons and in some cases with a gas cap. However, a few samples show hydrocarbon characteristics with heavy oil characteristics as well as surface contamination. In general, the results of all methods used in soil gas anomaly prediction showed good agreement with the structural elements of the area, so it can be considered a useful tool for identifying and monitoring hidden faults at the surface.مطالعات ژئوشيمي سطحي از ابزارهاي مهم در تمام مراحل اکتشاف پتانسيل هيدروکربني از شناسايي حوضه پيشاني (فورلند) تا اکتشاف دقيق، و چشم&zwnj;انداز بر اساس شار احتمالي هيدروکربن&zwnj;ها، شناسايي زونهاي فرعي در ميادين بالغ، نظارت بر زهکشي هيدروکربنهاي مرتبط با توليد در طول زمان بشمار مي رود. در مطالعه کنوني،  پيش بيني پتانسيل هيدروکربني ناحيهاي در شمال شرق خوزستان (جنوب شرق فروافتادگي دزفول) با استفاده از آناليز گاز خاک نمونه هاي جمع آوري شده (تعداد 62 نمونه) انجام شده است. سنجش مقادير گازخاک با استفاده از روشهاي استخراج اسيد (AE) و بررسي ميکروبي و استخراج ژن آنها (MT1-MT2) است. تحليل دادهها نشان داد که تغييرات پارامترهاي آناليز MT2 در امتداد خطوط نمونه برداري در نمودارهاي هيستوگرامي کج شدگي مثبت را بواسطه وجود آنومالي ژئوشيمي سطحي و حضور هيدروکربن در مخازن احتمالي نشان ميدهد. نسبتهاي اتان در مقابل متان، اتان در مقابل پروپان و c1/c2+c3 در مقابل c2/c3+c4 نشان دهنده نوع هيدروکربن به دام افتاده در مخازن زير زميني مي باشند. بر اساس دادههاي حاصل، نمونههاي محدوده مطالعاتي در محدوده مخازن نفتي و در مواردي مخازن نفتي همراه با گاز قرار ميگيرند. مخازن هيدرروکربني براساس نسبت استاندارد c3/c1×1000، با دارا بودن محدوده 20-200، تجمع هيدروکربني با اکثريت هيدروکربن هاي مايع و در مواردي همراه با گاز را نشان ميدهند. براساس logc1/(c2+c3) در مقابل logc2/(c3+c4) نيز نشان دهنده غالب بودن هيدرروکربن مايع و در موارد کمتري هيدروکربنهاي گازي همراه با نفت ميباشد. تغييرات داده هاي پارامترهاي آناليز MT1 در امتداد خطوط نمونه برداري نيز حاکيي از وجود انطباق خوب ميان آنومالي بالاي اين پارامترها با عوارض ساختاري زمين شناسي زيرسطحي (گسل) است. نتايج کنوني نشانه غالب بودن نمونهها در محدوده هيدروکربن هاي مايع و در مواردي همراه با کلاهک گازي است. هرچند تعداد معدودي از نمونه ها خصوصيات هيدروکربني با مشخصات نفت سنگين و همچنين آلودگيهاي سطحي را نشان ميدهند. بطورکلي نتايج تمامي روشهاي مورد استفاده در پيش بيني آنومالي گاز خاک تطابق خوبي را با عناصر ساختاري ناحيه نشان داده، لذا ابزار مفيدي براي شناسايي و رصد گسلهاي پنهان در سطح ميتواند محسوب گردد.

http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/51469

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873815292026822Stress field and pore pressure analyses using geometric investigation of gypsum veins in the Naft Sefid oil field anticline, SW Iranتحلیل میدان تنش و فشار منفذی با استفاده از بررسی هندسی رگه¬های ژیپسی در تاقدیس میدان نفتی نفت سفید، جنوب باختر ایران6779faبابک سامانیدانشکده علوم زمین دانشگاه شهید چمران اهواز2025108In this study, gypsum veins occurring within the Gachsaran Formation of the Naft Sefid Anticline were employed as structural indicators to determine the orientation of the principal stress axes and to estimate the relative magnitudes of the principal stresses and pore pressure. For this purpose, Stereographic analysis of the veins pole data and Mohr diagram construction were performed. The results indicate that the wide dispersion of gypsum vein poles reflects the dominance of pore pressure over the mean stress (Pf > σ₂) during vein formation. Structural analysis revealed that the maximum principal stress axis (σ₁) trends northwest–southeast, consistent with the general compressional regime of the Zagros fold-and-thrust belt. The calculated driving pressure ratio (R′) ranges between 0.73 and 0.84, and pore pressure values vary from 4004 to 4571 units. The stress ratio (Ø = 0.81) indicating three axial oblate shape of stress ellipsoid during the development of gypsum veins. These results highlight the significant influence of stress field orientation and fluid pressure on vein development within the Gachsaran Formation.در این پژوهش، از رگه&zwnj;های ژیپسی موجود در واحدهای سنگی سازند گچساران در تاقدیس نفت سفید به&zwnj;عنوان شاخص&zwnj;های مؤثر در تعیین راستای محورهای اصلی تنش و مقادیر نسبی فشار منفذی و تنش های اصلی استفاده شده است. بدین منظور تحلیل هندسی رگه&zwnj;ها با به&zwnj;کارگیری داده&zwnj;های استریوگرافی قطب رگه&zwnj;ها و ترسیم نمودار مور صورت پذیرفت. نتایج حاصل نشان می&zwnj;دهد که پراکندگی گسترده قطب رگه&zwnj;های ژیپسی بیانگر غلبه فشار منفذی نسبت به تنش میانگین (Pf > σ₂) در زمان تشکیل آنها بوده است. تحلیل&zwnj;های ساختاری نشان داد که محور تنش بیشینه (σ1) دارای راستای شمال&zwnj;باختری–جنوب&zwnj;خاوری است که با جهت عمومی رژیم فشارشی در کمربند چین&zwnj;خورده و رانده زاگرس مطابقت دارد. مقادیر نسبت فشار محرک (R′)  در بازه&zwnj;ی 0.73 تا 0.84 و فشار منفذی در حدود 4004 تا 4581 واحد برآورد گردید. همچنین مقدار نسبت تنش (Ø=0.81) بدست آمده بیانگر شرايط بيضوي تنش فشرده سه محوري در زمان تشکیل رگه&zwnj;های ژیپسی است. نتایج این مطالعه بیانگر نقش مستقیم میدان تنش و فشار سیالات در کنترل توسعه رگه&zwnj;ها در سنگ&zwnj;های گچی سازند گچساران می&zwnj;باشد.

http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/51767

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873815292026822Identification and separation of sedimentary cycles using Cyclolog software and the relationship of sedimentary cycles with stratigraphic-biostratigraphic time boundaries of Upper Eocene and Oligo-Miocene deposits in one of the wells of the Marun oil fieldشناسایی و تفکیک چرخه¬های رسوبی با استفاده از نرم افزار سیکلولاگ و ارتباط چرخه¬های رسوبی با مرزهای زمان چینه¬ای – زیست ¬چینه¬ای نهشته¬های ائوسن بالایی و الیگو-میوسن دریکی از چاه¬های میدان نفتی مارون8098fa محمد گودرزی دانشجو دکتری زمین شناسی دانشگاه لرستان2641529812026128The present study is being conducted in one of the wells of the Marun oil field to identify and distinguish sedimentary cycles using Cyclolog software and the relationship between sedimentary cycles and stratigraphic-biostratigraphic time boundaries in Upper Eocene (upper part of the Pabdeh Formation) and Oligo-Miocene deposits(Asmari formation). Initially, based on the study of microscopic thin sections, the ages of the Upper Eocene and Oligo-Miocene deposits were determined and separated, and then they were adapted to sedimentary cycles. The thickness of the studied area in this well is 446.5 meters and its dominant lithology is shale, calcareous shale, limestone, Sandstone and dolomite. Both the lower and upper boundaries (Pabdeh-Asmari and Asmari-Gachsaran formations) are continuous and gradual. After studying and examining the sedimentary cycles in the Cyclolog software, five negative boundary levels (NB) and four positive boundary levels (PB) were identified, and based on these boundary levels, four sedimentary cycles were identified and separated. NB1000 is in the Late Eocene time range, PB1000 corresponds to the Rupelian - Chattian time range, NB 2000 is in the Rupelian - Chattian time range, PB 2000 corresponds to the Chattian time range, NB 3000, in the Chattian time range, PB 3000 corresponds to the Aquitanian time range, NB 4000, in the Aquitanian time range, PB 4000 corresponds to the Aquitanian time range, and NB 5000 corresponds to the Aquitanian time range. After identifying the positive and negative boundary levels, it was determined that the first sedimentary cycle NB 1000 - PB 1000 was deposited in the Late Eocene- Rupelian - Chattian, the second sedimentary cycle NB 2000 - PB 2000 in the Rupelian - Chattian - Chattian, the third sedimentary cycle NB 3000 - PB 3000 in the Chattian - Aquitanian, and the fourth sedimentary cycle NB 4000 - PB 4000 in the Aquitanian area.پژوهش حاضر در یکی چاههای میدان نفتی مارون جهت شناسایی و تفکیک چرخههای رسوبی بر مبنای نرم افزار سیکلولاگ و رابطه بین چرخههای رسوبی با مرزهای زمان چینهای – زیست چینهای در نهشتههای ائوسن بالایی(بخش بالایی سازند پابده) و الیگو-میوسن(سازند آسماری) انجام شده است. در ابتدا بر مبنای مطالعه مقاطع نازک میکروسکوپی سن نهشتههای ائوسن بالایی و الیگو-میوسن تعیین و تفکیک گردیدند و سپس با چرخههای رسوبی مورد انطباق قرار داده شدند. ضخامت محدوده مورد مطالعه در این چاه 446.5 متر بوده و لیتولوژی غالب آن شیل، شیل آهکی، سنگ آهک و دولومیت میباشد. هر دو مرزهای زیرین و بالایی (سازندهای پابده – آسماری و آسماری - گچساران) بصورت پیوسته و تدریجی میباشد. پس از مطالعه و بررسی چرخههای رسوبی در نرم افزار سیکلولاگ پنج سطح مرزی منفی(NB) و چهار سطح مرزی مثبت(PB) شناسایی گردید و بر اساس این سطوح مرزی چهار چرخه رسوبی شناسایی و تفکیک شدند. NB1000 در محدوده زمانی ائوسن پسین، PB1000 منطبق بر بازه زمانی روپلین شاتین، 2000  NBدر محدوده زمانی روپلین – شاتین، PB 2000 منطبق بر بازه زمانی شاتین، NB 3000، در محدوده زمانی شاتین، PB 3000 منطبق بر زمانی آکیتانین، NB 4000، در محدوده زمانی آکیتانین، PB 4000 منطبق بر زمانی آکیتانین و NB 5000 منطبق بر بازه زمانی آکیتانین قرار دارد. پس از شناسایی سطوح مرزی مثبت و منفی مشخص گردید که چرخه رسوبی اول NB 1000 – PB 1000 در محدوده ائوسن پسین- روپلین، شاتین، چرخه رسوبی دوم NB 2000 – PB 2000 در محدوده روپلین، شاتین – شاتین، چرخه رسوبی سوم NB 3000 – PB 3000 در محدوده شاتین - آکیتاینین و چرخه رسوبی چهارمNB 4000 – PB   4000 در محدوده آکیتانین نهشته شده است.

http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/52832

مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873815292026822The Impact of Diagenetic Processes on Reservoir Property Heterogeneity in the Upper Part of the Pabdeh Formation and the Lower Part of the Asmari Formation (Upper Eocene–Oligocene) within a Subsurface Section of the Marun Oil Fieldتأثیر فرآیندهای دیاژنزی بر ناهمگنی ویژگی¬های مخزنی بخش بالایی سازند¬ پابده و بخش زیرین سازند آسماری (ائوسن بالایی- الیگوسن) در یک برش تحت¬الارضی در میدان نفتی مارون 99122fa محمد گودرزی دانشجو دکتری زمین شناسی دانشگاه لرستان264152981مصطفیصداقت نیادانشجو دکتری زمین شناسی دانشگاه بوعلی همدان2026215In this study, diagenetic processes and paragenetic sequences of the Late Eocene–Oligocene deposits were investigated in a subsurface section of the Marun oil field. The thickness of the studied interval in this well is 272.5 m, and to examine its diagenetic processes, 150 microscopic thin sections were analyzed. The dominant lithology of the upper part of the Pabdeh Formation is mainly calcareous shale and shale, whereas the basal part of the Asmari Formation consists of limestone, calcareous marl, and, to a lesser extent, sandstone. The age of the upper part of the Pabdeh Formation in this well is Late Eocene, while the age of the lower part of the Asmari Formation in the studied well is Oligocene (Rupelian, Chattian–Chattian). Based on previous studies, the boundary between the Pabdeh and Asmari formations has been defined as conformable and gradual. According to previous petrographic studies, six microfacies related to basin, outer ramp, middle ramp (distal and proximal parts), and inner ramp (patch reef and open lagoon) environments were identified. Petrographic analyses revealed several diagenetic processes, including micritization; neomorphism (both constructive and destructive); cementation (equant, isopachous fibrous rim, drusy, and blocky calcite cements); mechanical and chemical compaction; dissolution and porosity development (fabric-selective and non-fabric-selective); and replacement (pyritization and silicification). Based on petrographic evidence, the paragenetic sequence of the Asmari Formation deposits in this field was interpreted to have occurred in four diagenetic environments: marine, meteoric, burial, and uplift-related. Three diagenetic stages—early (eogenesis), middle (mesogenesis), and late diagenesis (telogenesis)—were identified in the studied interval. Micritization and cementation, particularly in mud-supported facies, led to the occlusion of interparticle pores and a reduction of primary porosity. Overburden-induced compaction further reduced porosity and limited reservoir quality. In contrast, dissolution and the generation of secondary fractures enhanced secondary porosity in both grain-supported and mud-supported facies, thereby improving reservoir quality. Consequently, the reservoir quality of the Asmari Formation is heterogeneous and strongly controlled by facies type and the intensity of diagenetic processes.در این پژوهش فرآیندهای دیاژنزی و توالیهای پاراژنتیکی نهشتههای ائوسن پسین- الیگوسن در یک برش زیرسطحی در میدان نفتی مارون مطالعه شده است. ستبرای محدوده مورد مطالعه در این چاه 5/272 متر بوده و جهت بررسی فرایندهای دیاژنتیکی آن، تعداد 150 مقطع نازک میکروسکوپی مورد مطالعه قرار گرفت. سنگشناسی غالب بخش بالایی سازند پابده عمدتا شیل آهکی و شیل بوده و سنگ شناسی قاعده سازند آسماری سنگ آهک، مارن آهکی و با مقدار کمتر ماسهسنگ میباشد. سن بخش بالایی سازند پابده در این چاه ائوسن پسین و سن بخش پایینی سازند سازند آسماری در چاه مورد مطالعه الیگوسن (روپلین، شاتین – شاتین) تعیین شده است. مرز سازندهای پابده و آسماری بر مبنای مطالعات قبلی بصورت پیوسته و تدریجی تعیین شده است. بر مبنای مطالعات پتروگرافی قبلی، تعداد شش ریز رخساره متعلق به محیطهای حوضه، رمپ خارجی، رمپ میانی(بخشهای دیستال و پروکسیمال) و رمپ درونی (ریف کومهای و لاگون باز) شناسایی گردید. مطالعات پتروگرافی منجر به شناسایی چندین فرآیند دیاژنزی مانند میکریتی شدن، نوریختی (افزایشی و کاهشی)، سیمانی شدن (سیمان هم محور، همضخامت فیبری دور تا دور دانه، هم بعد، بلوکی و  دروزی)، فشردگی (مکانیکی و شیمیایی)، انحلال و توسعه تخلخل (وابسته به فابریک و غیر وابسته به فابریک)، جانشینی (پیریتی شدن و سیلیسی شدن) گردید. براساس شواهد پتروگرافی، توالی پاراژنتیکی نهشتههای سازند آسماری در این میدان نفتی در چهار محیط دریایی، آب شیرین، تدفینی و بالاآمدگی تفسیر شده است. سه مرحله دیاژنزی یعنی دیاژنز اولیه (ائوژنز) ، دیاژنز میانی (مزوژنز) و دیاژنز نهایی (تلوژنز) برای نهشتههای مورد مطالعه تعیین شده است. میکریتی شدن و سیمانی&zwnj;شدن، به&zwnj;ویژه در رخساره&zwnj;های گلپشتیبان، موجب پرشدن فضای بین&zwnj;ذره&zwnj;ای و کاهش تخلخل اولیه شده است. فشردگیهای ناشی از فشار روباره باعث کاهش تخلخل شده و کیفیت مخزنی را بیشتر محدود کرده است. فرآیند انحلال و شکستگیهای ثانویه باعث ایجاد تخلخل ثانویه در رخساره&zwnj;های دانه پشتیبان و گل پشتیبان شده و کیفیت مخزنی را بهبود بخشیده است. بنابراین، کیفیت مخزنی سازند آسماری ناهمگن و وابسته به نوع رخساره و شدت فرآیندهای دیاژنزی است.

http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/53116