مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873871420181117Study the role of drilling mud loss modeling and FMI log in determining Asmari reservoir fractures in one of the oil fields in Southwest Iranمطالعه نقش مدلسازی هرزروی گل حفاری و نمودار تصویرگر FMI در تعیین شکستگی¬های مخزن آسماری در یکی از میادین نفتی جنوب غرب ایران118faکیومرثطاهریدانشگاه یزدمحمدرضارساییدانشگاه تهرانعباس اشجعی20171216Understanding of oil and gas reservoirs is of great help in maximizing hydrocarbon recovery. In the study of the characteristics of oil structures, the study of fractures of reservoir rock in the stages of production and development of the field is very necessary. Nowadays, the use of mud loss modeling and image logs in helping accomplish this task is of great assistance to oil geologists. Since the most of Iran's reservoirs are carbonate kind, investigating and identifying fractures, the degree of fissures opening and porosity distribution in the Asmari reservoir field of study, It is one of the most effective factors in the production of hydrocarbons from this field. One of the best ways to identify and interpret geology in the well, using of the FMI image log is, which can create high quality images from the well. With the help of the images provided, can determine the types of fractures, porosity, the distribution of diagenetic porous spaces and the estimation of permeability trend. In this article, first, structure and Functionality of the FMI image log and then drilling and production problems were evaluated in Asmari reservoir. In the following, the functional role of the log in interpreting and determining the degree of fissures opening, porosity distribution and permeability level in 8 wells in Asmari reservoir, has been evaluated. In this study, identification of Asmari reservoir fractures and how to expand these fractures in the reservoir By using mud loss modeling, interpretation of the FMI image log and the effect of these fractures was on the porosity and permeability of the reservoir. In this study, it has been determined that, fractures identified in wells very good matching with drilling mud loss maps with rock basement faults at the has anticline of the Asmari reservoir.شناخت هرچه بیشتر مخازن نفت و گاز، در برداشت حداکثری هیدروکربور از آنها کمک شایانی می کند. در بررسی ویژگی های ساختمان های نفتی، مطالعه شکستگی های سنگ مخزن در مراحل تولید و توسعه میدان بسیار ضروری است. امروزه بکارگیری مدلسازی هرزروی و نمودارهای تصویرگر در تحقق این مسئله به زمین شناسان نفتی کمک شایانی می نماید. از آنجایی که اکثر مخازن ایران از نوع کربناته هستند، بررسی و شناسایی هرچه بیشتر شکستگی ها، میزان باز شدگی شکاف ها و توزیع تخلخل در مخزن آسماری میدان مورد مطالعه، جزو موثرترین عوامل در تولید هیدروکربن از این میدان محسوب می شود. یکی از بهترین راه های شناسایی و تفسیر زمین شناسی درون چاه، استفاده از نمودار تصویری FMI است، که می تواند تصاویری با کیفیت بالا از چاه ایجاد کند. به کمک تصاویر تهیه شده، می توان انواع شکستگی ها، تخلخل، توزیع فضاهای خالی دیاژنتیکی و تخمین روند تراوایی را مشخص کرد. در این مقاله ابتدا، ساختار و نحوه عملکرد نمودار تصویرگر FMI و سپس مشکلات حفاری و تولید در مخزن آسماری مورد ارزیابی قرار گرفته شد. در ادامه نقش کاربردی نمودار در تفسیر و تعیین میزان باز شدگی شکاف ها، توزیع تخلخل و میزان نفوذپذیری در 8 حلقه چاه در مخزن آسماری، مورد ارزیابی قرار گرفته است. در این مطالعه، شناسایی شکستگی های مخزن آسماری و نحوه گسترش این شکستگی ها در مخزن با استفاده از مدلسازی هرزروی، تفسیر نمودار تصویرگر FMI و تاثیر این شکستگی ها بر تخلخل و تراوایی مخزن انجام شد. در این مطالعه مشخص شده است که، شکستگی های شناسایی شده در چاه ها انطباق بسیار خوبی با نقشه های هرزروی گل حفاری و گسل های پی سنگی در تاقدیس مخزن آسماری دارد.http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33847مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873871420181117Improve the detection of buried channel, using Artificial Neural Networks and seismic attributes بهبود شناسایی کانال مدفون، با استفاده از شبکههای عصبی مصنوعی و نشانگرهای لرزهای7492faعلیرضاغضنفریعبدالرحیمجواهریانمجتبیصدیق عربانی2018129Channels are one of the most important stratigraphic and morphological events. If channels place in a suitable position such as enclosed in impermeable place can make suitable oil and gas reservoir; So identifying channels are crucial. Different tools such as filters, seismic attributes, artificial neural networks, and meta-attributes have played an important role in this regard. In this paper dip-steering cube, dip-steer median filter, dip-steer diffusion filter, and fault enhancement filter, have been used. Then, various seismic attributes such as similarity, texture, spectral decomposition, energy and polar dip have been defined and studied. Therefore, work on F3 real seismic data of Dutch part of the North sea for detecting channels has been started by detecting suitable attributes. For identifying the channel in data, it has been used from compilation and combination of seismic attributes using supervised ANN (multi-layer perceptron), and development of mata-attributes, then recombine meta-attributes created along the channel, and using different interpretation point, for eliminating the impact of facies and lithology changes along the channel. Among the advantages and the reasons for using this kind of neural network (supervised), which increases the effect of the neural network and improves the result, is the ability to train the network by specifying the channel and non-channel points used in this paper. Finally, using the above methods, the identification of the channel examined in the above seismic data has been improved, and the channel has been properly detected and extracted throughout its entire length.کانالها یکی از مهمترین پدیدههای مورفولوژیک چینه ای به حساب می آیند. اگر کانالها در موقعیت مناسبی مانند محصور شدن در یک فضای ناتراوا قرار گیرند، میتوانند مکان مناسبی جهت تجمع هیدروکربن باشند؛ از این جهت شناسایی کانالها دارای اهمیت میباشد. ابزارهای متفاوتی مانند فیلترها، نشانگرهای لرزهای، شبکههای عصبی مصنوعی و نشانگرهای چندگانه، در این راستا نقش مهمی ایفا کردهاند. در این مقاله از مکعب هدایت شیب، فیلتر شیب میانه، فیلتر انتشار و فیلتر بهبود گسل یا لبه استفاده شده است. همچنین ابتدا به بررسی نشانگرهای لرزهای متفاوتی مانند نشانگر تشابه، بافت، تجزیه طیفی، انرژی و شیب قطبی پرداخته شده است. سپس با شناسایی نشانگرهای مناسب، کار شناسایی کانالها بر روی داده لرزهای واقعی F3 از قسمت هلندی دریای شمال، صورت گرفته است. برای شناسایی و آشکارسازی کانال موجود در داده واقعی، از روش ترکیب نشانگرهای لرزهای توسط شبکههای عصبی نظارت شده پرسپترون چندلایه و ایجاد نشانگرهای چندگانه، و مجددا ترکیب نشانگرهای چندگانه ایجاد شده در طول کانال و استفاده از نقاط تفسیر کانالی متفاوت، به جهت حذف تاثیر تغییرات رخساره در شناسایی کانال، استفاده شده است. از جمله مزایا و دلایل استفاده از این نوع شبکه عصبی (نظارت شده)، که باعث افزایش تاثیرگذاری شبکه عصبی و بهبود نتیجه شده است، توانایی آموزش شبکه با تعیین نقاط کانال و غیرکانال بوده است که در این مقاله از آن استفاده گردیده است. در نهایت، با بکارگیری روشهای ذکر شده، شناسایی کانال مورد بررسی در داده لرزهای فوق بهبود یافته است، و کانال با کیفیت مناسبی در تمام طول آن آشکارسازی و استخراج شده است.http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33848مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873871420181117 Facies, thickness variations and reservoir characterisation of Arab formation (Surmeh) in the Eastern part of the Persian Gulf تغييرات رخساره ای، ضخامتی و سرشت نمایی سازند عرب (سورمه) در بخش شرقی خلیج فارس3548faعلیرضا بشری201826The Kimmerigian-Tithonian) Arab Zone are the prolific hydrocarbon bearing resrvoirs in the eastern part of the Persian Gulf,offshore,Iran.They were deposited in an arid climate which dominate during late Jurassic.
The Berriasian to Thitonian Hith formation wich overlies the Arab reservoir constitutes the cap rock,wich just to the east gradually pinches out and form a N-S feather adge.
The study reveals that Arab zones form a massive to interbedded anhydrite with varying proportion of limestone and dolomite and generally have regressive units which was deposited on a broad carbonate platform .This formations are thick in center (Salman field) and mostly consist of intertidal pack/grainstones with high porosity/permeability,good cap rock and also close to the source rock,which has the most hydrocarbon potential, but towards east the layers getting thinner with unsuitable cap rock and are away from source rock ,so as a result Arab formation in this part of the Persian Gulf doesn,t seem to be attractive.
This study reveals that there is still some undrilled structure within this area which could be attractive for further Exploration drilling.
زونهاي مخزني سازند عرب به سن كيمرجين- تیتونین Kimmerigian-Tithonian)) حاوي هيدروكربور مي باشند كه در كشورهاي ايران امارات قطر و بویژه عربستان داراي بالا ترین پتانسيل نفتي مي باشند . اين زونها در آب و هوايي بسيار گرم رسوب كرده اند وبا گرمتر شدن هوا در زمان بريازين تا تيتونين محيطهاي سبخايي گسترش بيشتري پيدا كرده است. سازند متراكم هيت از جنس انيدريت كه نقش پوش سنگ سازند عرب را بازي مي كند بر روي سازند عرب رسوب كرده است
زونهاي مخزني سازند عرب شامل سيكلهاي رسوبي متعددي از محيطهاي بين حد جزر ومدي وبالاي حد جزر ومدي ومحيطهاي كم عمق زير حد جزر ومدي مي باشند واز انيدريت توده اي يا بين لايه اي با نسبتهاي گوناگون از سنگ آهك ودولوميت تشكيل شده اند .
در این مطالعه زونهاي مخزني سازند عرب و هيت يك روند كاهش ضخامتي را از غرب (میادین سلمان، رسالت و رشادت)بسوی شرق (میادین سیری) نشان مي دهند كه بسوی نواحي شرقي با توجه به ضخامت كم، دور بودن از سنگ منشا وهمچنين نداشتن پوش سنگ مناسب، و نداشتن کیفیت مخزنی مناسب، پتانسيل هيدروكربوري در اين افق مخزني دیده نشده است .
سازند عرب تشکیل دهنده تناوب انیدریت با مقادیر گوناگون اهک و دولومیت و عموما حاوی واحد های پسرونده که در یک پلات فرم کربناته رسوب نموده است.
این سازند در میدان سلمان حاوی لایه های مخزنی ضخیم که در بر گیرندهintertidal Pack/ grainstones همراه با تخلل و تراوایی بالا و پوش سنگ مناسب میباشد.
مطالعات انجام یافته نوید وجود هیدروکربور در ساختمانهای حفاری نشده در بخش هایی از این ناحیه را نشان میدهد.
http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33849مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873871420181117Calculation of elasticity modulus and rock strength parameters and their relationship with porosity in Dalan formation in one of the well in south pars gas fieldمحاسبه مدول¬های الاستیک و پارامتر¬های مقاومتی سنگ و بررسی رابطه آنها با میزان تخلخل در سازند دالان در یکی از چاه¬های میدان گازی پارس جنوبی1934faرضاخوشنویس زادهعلیرضاحاجیاناحسانلرکی201827The elastic parameters of the rock include the Young modulus, the Poisson ratio, the bulk modulus and the shear modulus. Young modulus with the unconfined compressive strength of rock, are two key parameters in the definition of intact rock. Elastic modulus represents the amount of rock rigidity and is known as the stress-strain chart slope. These parameters represent of rock strength to failure, are important parameters for the stability analysis of wellbore stability. According to the unavailability and cost of core data, and also attended to this fact that the data from the core are not continuous and not available at all points in the well, the uses of DSI logs is one of the best methods for calculating elastic modules. Using these logs, you can also study elastic moduli continuously in a well. In this study, elastic dynamic parameters were calculated using the DSI and density logs for the Dalan Formation. Attention to the fact that the calculated parameters using the velocity of the sound waves are of the type of dynamic parameters, these parameters were have converted to the static modules using appropriate empirical relationships. The rock strength Parameters were calculated using the experimental relationships commonly used in the oil industry to determine rock strength parameters. These parameters were calculated according to static elastic modulus as well as porosity and shale volume. Comparing the values of elastic modulus and rock strength parameters with porosity showed that porosity with elastic modulus and rock strength parameters has an inverse relationship, so that with increases the porosity, the elastic modulus and rock strength parameters have been reduced.پارامترهای الاستیک سنگ را می توان شامل مدول یانگ، نسبت پوآسون، مدول بالک و مدول برشی دانست. مدول یانگ سنگ همراه میزان مقاومت تکمحوری، دو پارامتر کلیدی در تعریف سنگ بکر هستند. مدول های الاستیک معرف میزان صلبیت سنگ بوده و بهعنوان شیب نمودار تنش- کرنش شناخته میشود. این پارامترها که نشاندهنده میزان مقاومت سنگ در برابر شکست هستند، از پارامترهای مهم برای تحلیل پایداری دیواره چاه به شمار میروند. با توجه به در دسترس نبودن و گران بودن داده های مغزه، و همچنین توجه به این مسئله که داده های حاصل از مغزه بهصورت پیوسته نبوده و در تمام نقاط چاه در دسترس نیستند، استفاده از لاگ DSI برای محاسبه مدول های الاستیک یکی از بهترین روشها برای محاسبه این پارامترها است. همچنین با استفاده از این لاگ می توان مدول های الاستیک را بهطور پیوسته در چاه، موردمطالعه قرارداد.در این مطالعه پارامترهای الاستیک دینامیک با استفاده از نمودار چاه پیمایی DSI، و نمودار چگالی برای سازند دالان محاسبه شد. با توجه به اینکه پارامترهای محاسبهشده با استفاده از سرعت امواج صوتی از نوع پارامترهای دینامیکی هستند، لذا این پارامترها با استفاده از روابط تجربی مناسب به مدول های استاتیک تبدیل شدند. پارامترهای مقاومت سنگ با استفاده از روابط تجربی که به طور متداول در صنعت نفت برای تعیین پارامترهای مقاومت سنگ استفاده می شوند، محاسبه شدند. این پارامترهای با توجه به مدول های الاستیک استاتیک و همچنین مقادیر تخلخل و حجم شیل محاسبه شد. مقایسه مقادیر مدول های الاستیک و پارامترهای مقاومتی سنگ با میزان تخلخل نشان داد که میزان تخلخل با مدول های الاستیک و پارامترهای مقاومتی سنگ رابطه عکس دارد، بهطوریکه با افزایش تخلخل میزان مدول های الاستیک و پارامترهای مقاومتی سنگ کاهشیافته است. http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33850مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873871420181117Biostratigraphy and microfacies of the Asmari Formation in Lar anticline (northeast of Gachsaran): biostratigraphical correlationزیست¬چینه نگاری و ریز رخساره¬های سازند آسماری در تاقدیس لار (شمال¬خاوری گچساران): تطابق زیست¬چینه¬ای4973faمیثمبراری خارکشیعلیصیرفیانحسینوزیری مقدمروح اللهشب افروز2018319The Asmari Formation at the Lar anticline, located 77 km northeast of Gachsaran city, comprised 361 meters in thickness. In the present study, biostratigraphy and microfacies of the Asmari Formation at the Lar anticline (northeast of Gachsaran city) is investigated. Based on foraminiferal distribution, 25 genera and 21 species have been identified and four biozones: 1. Lepidocyclina – Operculina – Ditrupa assemblage zone, 2. Archaias asmaricus – Archaias hensoni – Miogypsinoides complanatus assemblage zone, 3. Indeterminate zone, 4. Borelis melo curdica – Borelis melo melo assemblage zone, representing Oligocene (Chattian) to Early Miocene (Aquitanian - Burdigalian) are introduced, respectively. 12 microfacies related to an open marine and lagoon (semi-closed and closed) environments of homoclinal ramp setting are present.سازند آسماری در برش تاقدیس لار (شمال خاوری گچساران)، واقع در 77 کیلومتری شمال خاوری شهرستان گچساران، دارای 361 متر ضخامت می باشد. در این پژوهش، زیست چینه نگاری و ریز رخساره های سازند آسماری در برش تاقدیس لار (شمال خاوری گچساران) مورد مطالعه قرار گرفته و نتایج حاصله با برش هایی از سازند آسماری در نواحی هم جوار مقایسه شده است. براساس مطالعه پراکندگی فرامینیفرهای کف زی در برش مذکور، تعداد 25 جنس و 21 گونه در قالب چهار زون زیستی شناسایی و زون های زیستی 1. Lepidocyclina – Operculina – Ditrupa assemblage zone, 2. Archaias asmaricus – Archaias hensoni – Miogypsinoides complanatus assemblage zone, 3. Indeterminate zone, 4. Borelis melo curdica – Borelis melo melo assemblage zone. تعیین گردید. با توجه به زیست زون ها، سن برش مورد مطالعه از الیگوسن پسین (چاتین) تا میوسن پیشین (آکی تانین و بوردیگالین) معرفی می گردد. مطالعات ریز رخساره ها منجر به تشخیص 12 ریز رخساره و 4 زیر ریز رخساره رسوبی در محیط دریای باز و لاگون (نیمه محصور و محصور) گردیده است که در بخش های خارجی، میانی و داخلی یک رمپ هم شیب (رمپ هموکلینال) نهشته شده اند.http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33856مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873871420181117Biostratigraphy of the Gurpi Formation Based on Planktonic foraminifera with emphasis on the Cretaceous-Paleogene boundary in Jahangirabad Section, Kabirkuh Anticline, SW Iranزيستچينهنگاري سازند گورپي بر مبناي روزنداران پلانکتون با تاکید بر مرز کرتاسه - پالئوژن در برش جهانگيرآباد، کبیرکوه لرستان، جنوبغرب ایران93110faعلیرضاعاشوریسمیرارحیمیعباسصادقیعباس قادری2018424In this research, biostratigraphy of the Gurpi Formation in Jahangirabad section, SW Iran, has been studied .The thickness of the Gurpi Formation in this section is 263 and consists mainly of argillaceous limestone and limestone. The lower boundary with the Ilam Formation is comformable with sharp lithology and upper boundary with the Pabdeh Formation is gradational. In this study, 76 species belong to 17 genera and 8 biozones of planktonic foraminifera were recognized. The biozones consist of Globotruncana ventricosa Zone, Radotruncana calcarata Zone, Globotruncanella havanensis Zone, Globotruncana aegyptica Zone, Gansserina gansseri Zone, Contusotruncana contuosa Zone, Abathomphalus mayaroensis Zone and Pseudoguembelina hariaensis. The age of the Gurpi Formation in this section based on these biozones is Middle Campanian to Late Maastrichtian in this section.در اين پژوهش زيستچينهنگاري سازند گورپي در برش جهانگيرآباد در ناحیه جنوب غرب ایران مورد مطالعه قرار گرفته است. سازند گورپي در برش جهانگيرآباد شامل 263 متر سنگ آهک رسي و سنگ آهک بوده و از دو عضو سيمره (لوفادار) با سنگشناسي سنگ آهک و امام حسن با سنگشناسي سنگ آهک رسدار تشکيل شده و به صورت پیوسته و همشيب و واضح بر روي آهک های سازند ايلام و به طور پيوسته و تدريجي در زيرآهک های رسی سازند پابده قرار گرفته است. با مطالعه 210 نمونه 17 جنس و 76 گونه از روزنداران پلانکتونيک در اين برش شناسايي شده است. بر اساس جنس و گونههاي شاخص شناسايي شده در محدوده مورد بررسي، بايوزونهاي Globotruncana ventricosa Zone، Radotruncana calcarata Zone، Globotruncanella havanensis Zone، Globotruncana aegyptica Zone، Gansserina gansseri Zone، Contusotruncana contuosa Zone، Abathomphalus mayaroensis Zone و Pseudoguembelina hariaensis Zone در رسوبات کرتاسه تشخيص داده شده است. با توجه به بايوزونهاي تشخيص داده شد سن کامپانين مياني– مايستريشتين پسين براي سازند گورپي در اين برش پيشنهاد ميشودhttp://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33859