مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738815201956 Enhancing volume and salinity of production water in oil and gas wells, Case study: Mozduran gas reservoir افزايش حجم و شوري آبهاي توليدي چاههاي نفت و گاز، مطالعه موردي: مخزن گازي مزدوران118faرحیمباقریمهدیمیریفرشید خبیری محمدرضا اخلاقی2019428The production of oil and gas in oil and gas fields is accompanied by production of water (Produced Water). Most of the reservoirs at the beginning of production have fresh water; but with passing time due to the increase in productions and decrease in pressure of reservoir, the produced water gradually becomes saline. The saline Production water causes severe corrosion in pipelines and well head facilitis leading to reduction in gas production. Determining the origin of salinity for reducing the salinity is most important. Khangiran gas field is located in the northeast of Iran which composed of two separate gas formations, Mozduran at lower and Shurijeh at the upper part. The produced water samples were collected from fresh and salty wells in the Mozduran reservoir as well as two deep samples from brine below the gas reservoir (at depth of 3 km) for comparison and different analyzes. The Mozduran reservoir has two major problems, high salinity of the produced water, as well as the volume of water produced, rendering some wells unexploitable. The results revealed that two deep water samples have different behaviors. The deep sample No. 17, taken at a higher elevation than sample No. 13, showed the signs of salt dissolution; whereas the brine from sample no.13 had the origin of the evaporated old sea water. Therefore, any of these brines in the Khangiran reservoir can be the possible source of salinity in produced waters. The saline produced water samples showed a similar behavior to brine sample no.13. The source of fresh produced water is also the condensation of water vapor in the reservoir during production.
توليد نفت و گاز در ميادين نفتي و گازي همراه با توليد آب ((Produced Water مي باشد. اکثر مخازن در ابتداي توليد، حاوي آب توليدي شيرين بوده که با گذر زمان و افزايش برداشت و افت فشار، شوري آب توليدي افزايش يافته است. توليد آب شور باعث ايجاد خوردگي و گرفتگي در تاسيسات سرچاهي و در نتيجه کاهش توليد گاز ميگردد. منشايابي اين پديده به منظور ارائه راهکار مناسب جهت کم کردن شوري امري ضروري است. ميدان گازي خانگيران واقع در شمال شرق ايران داراي دو سازند گازي مجزاي مزدوران در پايين و شوريجه در قسمت بالاتر مي باشد. نمونه آب توليدي سرچاهي از چاههاي شور و شيرين در مخزن مزدوران و 2 نمونه درون چاهي از آبران زير مخزن (عمق حدود 3 کيلومتري) جهت مقايسه و آناليزهاي مختلف گرفته شد. مخزن مزدوران داراي دو مشکل عمده شوري بالاي آب توليدي و همچنين حجم آب توليدي زياد بوده که در برخي از چاهها باعث مرگ آنها شده است. نتايج نشان داد که دو نمونه عمقي آبران رفتار متفاوتي نشان مي دهند. بطوريکه نمونه عمقي شماره 17 که در ارتفاع بالاتري از نمونه شماره 13 گرفته شده است، منشا انحلال نمک را نشان داده است، در حاليکه نمونه 13، منشا آب درياي قديمي تبخير شده را نشان مي دهد. بنابراين در مخزن خانگيران، آبرانهاي مختلفي وجود دارد که مي توانند هر کدام منشا احتمالي آبهاي توليدي سرچاهي باشند. نمونه هاي آب توليدي سرچاهي شور رفتاري مشابه با آبران شماره 13 را نشان دادند. منشا آب توليدي شيرين نيز حاصل ميعان بخارات آب موجود در مخزن در طي توليد است. بنابراين آبهاي توليدي شور سرچاهي حاصل اختلاط آب شورابه با ترکيب مشابه آبران شماره 13 با آب شيرين مانند بخار آب مايع شده موجود در مخزن مي باشند. http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33882مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738815201956Effect of sequential pressure on petrophysical properties of carbonate reservoir rocksمطالعه اثرات تغييرات فشار متوالي بر خواص پتروفيزيکي سنگ مخازن کربناته1931faعلی مرادزادهیاسرسلیمی دلشاد عزت الهکاظم زادهعباس مجدی 201954Today, oil industry significantly relies on the precise determination of rock reservoir properties, which reduces the costs and risks of production planning. The reservoir rock always is compacted by pressure drop of the reservoir, which rises effective stress, reservoir compaction and alterations of reservoir properties. As these pressure variations can considerably affect petrophysical properties, in this study, several carbonate reservoir rock samples with different fabric and porosity type (according to CT scan and Archie classification analysis) subjected to cyclic and short-term loading from 600 to 6000 psi. Their petrophysical and compressive properties including pore volume, permeability and compressibility were measured using CMS-300 apparatus. Moreover, structural analysis and heterogeneity of core samples were analyzed by CT scan images. By performing this study, it will be possible to identify the value of the hysteresis effect on the reservoir rock samples as a result of increasing and decreasing of the pressure during cyclic loading. The obtained results show that, pore volume and permeability are both decreased due to loading, whereas reduction of the permeability is several times than the pore volume ones. Moreover, this reduction of pore volume is less severe in vuggy porous samples that shows the effect of heterogeneity and porosity type on hysteresis. Also, the results obtained from the behavior of the reservoir rock under various pressure conditions can provide a suitable design for gas injection studies to enhance oil recovery and also natural gas storage.امروزه صنعت نفت بسيار متكي به تعيين دقيق خصوصيات سنگ مخزن است كه اين مهم مي تواند سبب كاهش هزينه ها و ريسك برنامه ريزي توليد شود. سنگ مخزن همواره با افت فشار منفذي ناشي از توليد متراكم ميشود که اين امر سبب افزايش تنش مؤثر، فشردگي مخزن و تغييرات در خواص مخزني ميگردد. از آنجاييکه اين تغييرات فشار مي تواند بر خواص پتروفيزيکي اثرگذار باشد، در اين مطالعه، چندين نمونه سنگ مخزن کربناته با بافت و نوع تخلخل متفاوت براساس تصاوير سيتي اسکن و طبقه بندي آرچي تحت بارهاي متوالي و کوتاه مدت، از 600 تا 6000 پوند بر اينچ مربع قرارگرفته اند و خصوصيات پتروفيزيکي و تراکمي آنها شامل حجم فضاي منفذي، نفوذپذيري و تراکمپذيري توسط دستگاه CMS-300 مورد مطالعه قرار گرفته است. همچنين بررسي ساختاري و ناهمگني نمونه مغزه ها توسط تصاوير سيتي اسکن مورد آناليز قرار گرفته اند. در واقع به کمک اين پژوهش شناسايي اندازه اثر پسماند بر روي نمونه سنگ مخزن در اثر افزايش و کاهش فشار، طي اعمال بار سيکليک مقدور خواهد بود. نتايج حاصل نشان دادند که در اثر بارگذاري تغييرات حجم فضاي منفذي و نفوذپذيري روند کاهشي از خود نشان مي دهند، بطوريکه کاهش نفوذپذيري چندين برابر کاهش حجم منفذي است. همچنين اين کاهش حجم فضاي منفذي در نمونه هاي داراي تخلخل حفره اي با شدت کمتري است که اثر همگني و نوع تخلخل بر ميزان پديده پسماند را نشان مي دهد. همچنين نتايج بهدست آمده از چگونگي رفتار سنگ مخزن تحت تنش-هاي مختلف در اين مطالعه، مي تواند الگوي مناسب براي مطالعات مربوط به تزريق گاز به منظور ازدياد برداشت و همچنين متناسب با اهداف مرتبط ديگر نظير ذخيرهسازي گاز طبيعي را فراهم آورد.http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33883مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738815201956Reconstruction of sedimentary environment, and depositional sequences based on Microfacies of the Qom Formation in the Kahak area (Southwest of Qom city)بازسازی شرایط محیط رسوبی دیرینه و شناسایی سکانس های رسوبی موجود در سازند قم براساس میکروفاسیس¬ها در ناحیه کهک (جنوب غرب قم)3248faمهدیه مهیادحسین وزیری مقدم201955In this study, sedimentary environment and depositional sequences were reconstructed based on distribution of microfacies in the sequence belong to the Qom Formation in the Kahak area. The formation was formed alternation of shale and limestone. The boundary between the Qom Formation and the volcanic rocks is unconformable. In addition, the Upper Red Formation in the Kahak area unconformably overlies the Qom Formation. In the study area, 6 microfacies, and 1 terrigenous facies (shale) for the Qom Formation were identified by study of these rock samples. The Qom Formation was deposited in an open-shelf carbonate platform in the study area. This platform can be divided into two environments that the environments consist of the inner shelf (restricted lagoon and semi-restricted lagoon) and middle shelf. Finally, two third-order sequences were identified based on distribution of microfacies in the Kahak area.در این تحقیق، یک توالی از سازند قم در ناحیه کهک به منظور بازسازی محیط رسوبی و سکانس های رسوبی براساس توزیع میکروفاسیسس ها انتخاب گردید. این سازند به طور کلی از تناوب شیل و آهک تشکیل شده و با ناپیوستگی بر روی سنگهای آتشفشانی ائوسن قرار گرفته و مرز بالایی آن با سازند سرخ بالایی به صورت ناپیوسته است. مطالعه نمونه های برداشت شده از ناحیه کهک منجر به شناسایی 6 میکروفاسیس کربناته و یک فاسیس آواری (شیل) برای سازند قم شد. در این ناحیه سازند قم در یک پلت فرم کربناته از نوع شلف باز نهشته شده است. این پلت فرم کربناته را می توان به دو محیط شلف داخلی (لاگون محصور و نیمه محصور) و شلف میانی تقسیم کرد. در نهایت براساس توزیع میکروفاسیس ها دو سکانس رسوبی در ناحیه مورد مطالعه تشخیص داده شد. http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33884مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738815201956 Pore structure and fractal characterization of Garau and Sargelu shales using low pressure nitrogen adsorptionبررسي ساختار منافذ و خصوصيات فرکتال سنگ هاي کربناته ريز دانهي گرو و سرگلو با استفاده از آناليز جذب در فشار پايين نيتروژن4962faسید علیمعلمیمحمدابراهیمشبانیهرمزقلاوندزیبازمانی پزوه201956The present paper tends to analyze the pore structure of Organic rich carbonaceous rock in 4 samples from Upper Jurassic Sargelu and 5 samples from Lower Cretaceous Garau formation using low pressure nitrogen adsorption. TOC content of Garau samples ranged between 0.64 wt% and 5.21 wt% (mean 3.2 wt%).TOC varied between 0.12 and 10.94 for Sargelu samples. XRD results shows that carbonates are the dominant minerals, followed by quartz and clay minerals. The calculated total pore volume vary between 0.6 cm3/100g to 2.5 cm3/100g with the mean values of 1.4 cm3/100g. A positive linear correlation were found between TOC content of measured samples with pore structure parameters. Due to the larger variation of TOC content this relationship was more obvious for the Sargelu samples. The calculated fractal dimension ranged between 2.45 and 2.81 emphasizing the irregular pore surface of the measured samples. Based on the result of this study organic matter content is recognized as a controlling factor for pore structure and fractal characteristics of the Garau and Sargelu samples.در اين مطالعه خصوصيات منافذ نمونههاي سنگهاي کربناته ريزدانه در ايران، برروي 9 نمونه برداشت شده از سازندهاي گرو (5 نمونه) و سرگلو (4 نمونه) با استفاده از روش جذب در فشار پايين نيتروژن مورد ارزيابي قرار گرفت.
ميزان کل کربن آلي موجود در نمونههاي سازند گرو مابين wt% 64/0 تا wt% 21/5 (ميانگين wt% 2/3) و براي سازند سرگلو مابين wt% 12/0 تا wt% 94/10 (ميانگين wt% 3/4) متغير ميباشد. کاني کربناته بيشترين ميزان کاني (ميانگين wt% 64) موجود در نمونههاي مطالعه شده در هر دو سازند گرو و سرگلو را شامل ميشود. بعد از کربناتها، کوارتز (ميانگين wt% 15) و کانيهاي رسي(ميانگين wt% 9) قرار ميگيرند. حجم منافذ محاسبه شده مابين g100/3cm 6/0 و g100/3cm 5/2 با ميانگين g100/3cm 4/1 متغير است که مشابه تحقيقات انجام شده بروي شيلهاي گازي آمريکا ميباشد.
يک رابطهي خطي ميان ميزان کربن آلي و خصوصيات منافذ براي نمونههاي هر دو سازند گرو و سرگلو مشاهده شد. به دليل تغييرات گستردهتر ميزان کل کربن آلي در سازند سرگلو نسبت به سازند گرو، اين رابطه خطي در سازند سرگلو مشهودتر ميباشد . بعد فرکتال بدست آمده براي نمونههاي مطالعه شده مابين 45/2 و 81/2 و با ميانگين 64/2 متغير است. مقادير نسبتا بالاي بعد فرکتال بدست آمده نمايانگر ميزان بالاي ناهمواري و پيچيدگي در سطوح منافذ نمونههاي شيلي گرو و سرگلو ميباشد. وجود رابطهي مستقيم ميان ميزان ماده آلي و بعد فرکتال را ميتوان به وجود ريزمنافذ در مواد آلي و در نتيجه ساختار ناهموار و پيچيده منافذ نسبت داد. براساس مشاهدات ميزان ماده آلي به عنوان مهمترين پارامتر کنترل کنندهي خصوصيات منافذ در نمونههاي سازند گرو و سرگلو معرفي شد.
http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33885مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738815201956 Compilation of artificial neural networks and the thinned Fault likelihood auto-tracking algorithm, for identification, interpretation and extraction of faults تلفیق شبکههای عصبی مصنوعی و الگوریتم ردیابی خودکار احتمال گسل نازک شده، جهت شناسایی، تفسیر و استخراج گسلها 6381faعلیرضاغضنفریحسین محمدرضائی حمیدرضاانصاری201956Fault identification and investigating their evolution is of special importance in the exploration and development of hydrocarbon resources. Success in exploration and development of hydrocarbon fields, need to recognition of petroleum systems and in this regard one of the most important topics is identifying faults and their extension condition as a main fluid migration path, specially in deeper zones. Faults and fractures have crucial role in making high permeable and porous segments and cut reservoir and cap rock in the fluid migration path. In addition, for maximizing the production of hydrocarbon from reservoirs and also for reducing the risk of drilling, it is necessary to gain information about geometry and nature of faults of reservoirs. In this paper, the purpose is investigating the performance of combination of neural networks and Fault Likelihood auto-tracking algorithm for identification and interpretation of faults in seismic data. At first using the Dip-steering feature of software, the early filter for accurate identification of dip of structures in the data, have been designed and applied. Then with designing and applying the appropriate filters, the seismic data have been improved. After that proper seismic attributes for fault identification have been calculated from seismic data. With picking fault and non-fault points from data, a supervised neural network using the selected attributes was formed and after training the network, the appropriate output achieved. Then the output of neural network has been used as a input for Thinned Fault Likelihood auto-tracking algorithm. The output of this part contains a volume of tracked faults. Finally using sub-tools of TFL and optimal setting of parameters, 3D fault planes has been interpreted and extracted.شناخت گسلها و بررسی سیر تکاملی آنها از اهمیت ویژهای در اکتشاف و توسعه منابع هیدروکربوری برخوردار است. موفقيت در اكتشاف و توسعه ميادین هيدروكربوري، مستلزم شناسايي دقيق سيستمهاي نفتي منطقه بوده و در اين راستا يكي از مهمترين مسائل شناسايي گسلها و نحوه گسترش آنها، به عنوان مجراي اصلي مهاجرت سيال، مخصوصا در نواحي عميقتر ميباشد. گسل ها و شكستگي ها نقش مهمي را در ايجاد بخش هايي با تخلخل و تراوايي زياد و قطع سنگ مخزني و پوشش در مسيرهاي مهاجرت سيال ايفا مي كنند. علاوه بر اینها برای بیشینه کردن برداشت هیدروکربور از مخزن و نیز کاهش خطر پذیری حفاری، ضروری است تا اطلاعات مناسبی از هندسه و طبیعت گسلهای مخزن به دست آورده شود.
در این مقاله هدف بررسی کارایی ترکیب شبکه عصبی و الگوریتم ردیابی خودکار احتمال گسل در شناسایی و تفسیر گسلها در داده لرزهای میباشد. ابتدا با استفاده از قابلیت هدایت شیب نرمافزار، فیلتر مورد نظر اولیه که برای شناسایی دقیق شیب ساختارها و پدیدههای موجود در داده میباشد، طراحی و اعمال گردیده است. سپس با طراحی و اعمال فیلترهای مناسب، داده لرزهای بهبود یافته است. پس از آن نشانگرهای لرزهای مناسب برای شناسایی گسلها از داده لرزهای سه بعدی، شناسایی و محاسبه شدهاند. با انتخاب نقاط نمونه برای دو کلاس گسل و غیر گسل از داده، شبکه عصبی نظارت شده با استفاده از نشانگرهای منتخب تشکیل شده و پس از آموزش بهینه شبکه، خروجی مناسب از شبکه ایجاد گردیده است. سپس خروجی شبکه عصبی به عنوان ورودی برای الگوریتم ردیابی خودکار احتمال گسل نازک شده، استفاده شده است. خروجی این قسمت شامل حجم احتمال گسلهای ردیابی شده، ارائه و نمایش داده شده است. در نهایت با استفاده از ابزارهای زیرمجموعه قسمت احتمال گسل، و تنظیمات پارامترهای آن به صورت بهینه، صفحات گسل سه بعدی به صورت خودکار استخراج و تفسیر گردیدهاند.
http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33886مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738815201956Integrated different methods (Lorenz, Lucia, Amaefule) in rock types and flow units identification of lower Miocene Razak Formation at Sarkhun gas field, Zagros basin, SE Iranتلفیق روش¬های مختلف (لورنز، لوسیا، امافول) در تعیین گونه های سنگی و واحدهای جریانی در سازند رازک با سن میوسن پایینی در میدان گازی سرخون، حوضه رسوبی زاگرس، جنوب شرقی ایران82109faمحمدحسینصابریمیلادکرمپورحسنوندسید علیمعلمی201956One of the most important stages in the hydrocarbon reservoirs morphology is the identification of rocky type. In order to construct an efficient and correct model of a hydrocarbon reservoir, identification of rock types is one of the essential parameters in reservoir modeling. and its consequences are found in the identification of rock types. The aim of this study is to compare different methods of determining rocky type and understanding the hydraulic flow unit distributions in order to assess the quality of reservoir of Razak Formation with sandstone carbonate lithology, marl and anhydrite to San Oligocene to lower Miocene. In this research, the experimental results of porosity, permeability and capillary pressure curves for 84 samples with porous microscopic sections Related to a 46-meter drill bit in one of the important fields of southeast of Iran were analyzed. The petrographic studies were conducted to investigate the changes of the features in the reservoir section with Razak formation and resulted in the identification of eight microfeatures( The MF1 packstone and Wackstone are at a depth of 2829 meters- The MF2 is the grinstone packstone at a depth of 2844 meters-the MF3 is the wackstone mudstone at a depth 2856 meters-the MF4 is the grinstone at a depth 2859meters –the MF5 is the mudstone wackstone are at a depth2848 meters – the MF6 mudstone at a depth of 2838 meters the MF7is the wackstone mudstone at a depth 2840 meters- The MF8 is a wackstone with sandstone depth of 2831) meters- in open Marin lagoon and fluvial clastic systems. In order to determine the rocky species and assess the flow units based on the core analysis results, four petrophysical classes were identified using the Lucia method. The petrophysical category number 1 has the best reservoir quality and the fourth category has the weakest reservoir quality. Also, the flow units were identified and separated using Amalufee and Lorenz's methods. Based on the Amalufee method, in the reservoir section of the Razak Formation, seven flow units have been identified, the sixth and seventh stream units were the best and one was the weakest reservoir segments among the seven units of the flow. Also, based on the analysis of capillary curves, six rocky species were distinguished, based on which the rocky type number five and six have the best quality. Also, using Geology software cross-sections, it was revealed that the main part of this section is sandstone with clay. The presence of gas in the formation causes cross-sectional deformation of samples to the northwest cross-platform. Finally, with the combination of various data, it was found the fossil formation in the study area has five types of rock in which the number 4 rock has the best quality of reservoir and rock number 5 has the largest reservoir and the unit number six is the best.یکی از اساسی ترین مراحل سرشت نمایی مخازن هیدروکربنی شناسایی گونه های سنگی است. در مطالعه حاضرهدف مقایسه روش های مختلف در تعیین گونه های سنگی و شناخت چگونگی توزیع واحد های جریانی هیدرولیکی در جهت ارزیابی کیفیت مخزنی سازند رازک با لیتولوژی کربناته ماسه سنگی، مارن و انیدریت به سن الیگوسن تا میوسن پایینی می باشد. در این تحقیق 84 مقطع نازک میکروسکپی، نتایج آزمایشگاهی تخلخل، تراوایی و منحنی های فشار مویینه از 46 متر مغزه حفاری در یکی از میادین مهم جنوب شرق ایران، مورد بررسی قرار گرفت و مطالعات پتروگرافی در جهت بررسی تغییرات رخساره ای بخش مخزنی سازند رازک منجر به شناسایی هشت ریز رخساره (MF1 پکستون و وکستون در عمق 2829، متری MF2 پکستون گرینستون در عمق 2844 متری MF3، وکستون مادستون در عمق 2856 متری،MF4 گرینستون در عمق 2859 متری،MF5 مادستون وکستون در عمق 2848 متری، MF6 مادستون در عمق 2838 متری، MF7 وکستون مادستون در عمق2840 متری، MF8 وکستون ماسه ای در عمق 2831 متری) در محیط رسوبی محصور یا پلت فرم کربناته و رمپ هموکلینال و سیستم آواری رودخانه ای شده است. به منظور تعیین گونه های سنگی و ارزیابی واحد های جریانی براساس نتایج آنالیز مغزه، ابتدا با استفاده از روش لوسیا چهار رده پتروفیزیکی شناسایی گردید که رده پتروفیزیکی شماره یک بهترین کیفیت مخزنی و رده شماره چهار ضعیف ترین کیفیت مخزن را دارد.همچنین واحدهای جریانی با استفاده از روش های آمافول و لورنز شناسایی و تفکیک شدند. بر اساس روش آمافول در بخش مخزنی سازند رازک، هفت واحد جریانی شناسایی شده، که واحد جریانی شش و هفت (FZI6,FZI7) بهترین و واحد جریانی یک (FZI1) ضعیفترین بخش مخزنی است. در روش لورنز واحد جریانی شش (HF6) پرسرعت ترین و واحد جریان یک (HF1) ضعیفترین بخش مخزنی در بین شش واحد جریان شناسایی شده است . همچنین بر اساس آنالیز منحنی های موئینگی شش گونه سنگی تفکیک گردید، که بر اساس آن گونه سنگی شماره پنج و شش (RT5,RT6) بهترین کیفیت مخرنی را دارا می باشند. همچنین با استفاده از کراس پلات های نرم افزار ژئولاگ مشخص شد لیتولوژی اصلی این بخش ماسه سنگ به همراه رس می باشد و وجود گاز در این سازند باعث انحراف نمونه ها به سمت شمال غربی کراس پلات شده است. در نهایت با ترکیب اطلاعات مختلف مشخص گردید، سازند مخرنی در میدان مورد مطالعه دارای پنج نوع گونه سنگی می باشد که گونه سنگی شماره چهار بهترین کیفیت مخزنی و گونه سنگی شماره پنج بزرگترین بخش مخزنی و بهترین واحد جریانی واحد شماره شش می باشد. http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/33887