عباس صادقی؛ قمرناز دارابی
دوره 31، شماره 3 ، مهر 1394، ، صفحه 19-36
چکیده
به منظور مطالعه، بایوسترا تیگرفی سازندگورپی در چاه‌های شماره 45، 21، 43، 123، 41 میدان نفتی مارون 525 مقطع نازک مورد مطالعه قرار گرفته است. ضخامت سازند گورپی در این چاه‌ها به ترتیب 181، 186، 194، 197،222 متر و لیتولوژی عمده آن شامل مارن، مارن آهکی، شیل، آهک شیلی و آهک میباشد. مرز زیرین سازند گورپی با سازند ایلام به صورت هم‌شیب و مرز بالایی ...
بیشتر
به منظور مطالعه، بایوسترا تیگرفی سازندگورپی در چاه‌های شماره 45، 21، 43، 123، 41 میدان نفتی مارون 525 مقطع نازک مورد مطالعه قرار گرفته است. ضخامت سازند گورپی در این چاه‌ها به ترتیب 181، 186، 194، 197،222 متر و لیتولوژی عمده آن شامل مارن، مارن آهکی، شیل، آهک شیلی و آهک میباشد. مرز زیرین سازند گورپی با سازند ایلام به صورت هم‌شیب و مرز بالایی آن باسازند پابده به صورت ناپیوسته همراه با یک نبود چینهشناسی در طول پالئوسن میباشد. در این مطالعه ضمن تشخیص 54 گونه متعلق به 18جنس از فرامینیفرها 8 بایوزون در چاه‌های مذکور شناسایی و معرفی شده است. سن سازند گورپی در چاه‌های مورد مطالعه بر اساس بایوزونهای شناسائی شده سانتونین پسین تا مایسریشن پسین معرفی شده است. مطالعه سازند گورپی در چاه‌های مورد مطالعه (سانتونین پسین تاماستریشین پسین) و مقایسه آن با برش تیپ (کامپانین پیشین تا تا ماستریشن پسین) نشان می‌دهد رسوبگذاری سازند گورپی در چاه‌های مورد مطالعه در میدان نفتی مارون زودتر صورت گرفته است.
جلیل جعفری؛ اسداله محبوبی؛ محمد خانه باد؛ اسداله محبوبی؛ احمد میرمرقابی؛ رضا موسوی حرمی؛ شهرام آورجانی
دوره 30، شماره 4 ، بهمن 1393، ، صفحه 1-20
چکیده
سازند آسماری به سن الیگو- میوسن مهمترین سنگ مخزن میدان نفتی مارون در فروافتادگی دزفول در جنوب غربی ایران بوده که در حوضه فورلندی کمربند کوهزایی زاگرس نهشته شده است. هدف از این مطالعه تفسیر محیطرسوبی و چینهنگاری سکانسی زونهای پایینی سازند آسماری در چاه‌های شماره 281، 342 و 312 میدان مارون بر اساس تغییر در روند شکل نمودار گاما، ...
بیشتر
سازند آسماری به سن الیگو- میوسن مهمترین سنگ مخزن میدان نفتی مارون در فروافتادگی دزفول در جنوب غربی ایران بوده که در حوضه فورلندی کمربند کوهزایی زاگرس نهشته شده است. هدف از این مطالعه تفسیر محیطرسوبی و چینهنگاری سکانسی زونهای پایینی سازند آسماری در چاه‌های شماره 281، 342 و 312 میدان مارون بر اساس تغییر در روند شکل نمودار گاما، نقشههای هم سنگی و تغییرات ریزرخسارههاست. بر این اساس در چاه‌های مورد مطالعه 9 ریز رخساره کربناتی و 2 پتروفاسیس سیلیسی- آواری که در چهار محیط دریای باز، سد، لاگون و جزرومدی در یک رمپ هموکلینال (شامل رمپ خارجی، میانی و داخلی) نهشته شدهاند، شناسایی شده است. همچنین، بر مبنای اشکال شناسایی شده بر روی نمودار اشعه گاما، رسوبات مورد مطالعه در محیط دریایی تشکیل شده است. در محیط دریای باز و سدی، نمودارگاما به شکل زنگولهای دندانهدار، قارچی دندانهدار، قوسی به سمت چپ، دندانهای و واگنی به سمت راست، در محیط ساحلی به دو صورت سیلندری و قارچی شکل و در محیط جزرومدی و لاگون به صورت قوسی به سمت راست تا سیلندری شکل دیده میشود. بر اساس نقشههای هم سنگی رسوبات ماسه سنگی زونهای پایینی سازند آسماری میدان نفتی مارون توسط سیستم دلتایی در طول حاشیه جنوب غربی حوضه گسترش پیدا کرده و دائماً تحت تأثیر تغییرات سطح آب دریا بودهاند. آنالیز چینهنگاری سکانسی منجر به شناسایی سه سکانس رسوبی رده سوم ( DS1 ، DS2 و DS3 ) در چاه‌های مورد مطالعه شده است.
بهرام علیزاده؛ خالد معروفی؛ محمدحسین حیدری فرد
دوره 28، شماره 3 ، آبان 1391، ، صفحه 1-18
چکیده
سنگ‌های منشاء از چگالی کمتری نسبت به دیگر لایه‌ها برخوردار بوده و از طرفی سرعت عبور موج، تخلخل و مقاومت بیشتری را نشان می‌دهند. بنابراین می‌توان از نگاره‌های چاه‌پیمایی بهمنظور شناسایی این سنگ‌ها و بعنوان شاخصی جهت تعیین توان هیدروکربنی آنها استفاده نمود. این مهم معمولاً بوسیله روش‌های هوشمند نظیر شبکه عصبی مصنوعی و ...
بیشتر
سنگ‌های منشاء از چگالی کمتری نسبت به دیگر لایه‌ها برخوردار بوده و از طرفی سرعت عبور موج، تخلخل و مقاومت بیشتری را نشان می‌دهند. بنابراین می‌توان از نگاره‌های چاه‌پیمایی بهمنظور شناسایی این سنگ‌ها و بعنوان شاخصی جهت تعیین توان هیدروکربنی آنها استفاده نمود. این مهم معمولاً بوسیله روش‌های هوشمند نظیر شبکه عصبی مصنوعی و ΔLogR انجام می‌گیرد. سنگ‌شناسی متغیر و وجود مقادیر گوناگون ماده آلی کل (TOC)، موجب شد تا سازند شیلی ـ آهکی پابده جهت اعتبارسنجی و مقایسه نتایج روش‌های نامبرده در زمینه سنجش TOC انتخاب گردد. آنالیز رگرسیونی نشان می‌دهد که انطباق نتایج شبکه عصبی با مقادیر پیرولیز راکایول (99%)، بهمراتب بهتر از انطباق نتایج روش ΔLogR (60%) است. محاسبه مجذور خطای میانگین (Mean Square Error) روش‌های یادشده نیز نتیجه فوق را آشکار نمود (استفاده بدلیل کارایی بالاتر MSE در نمایش خطای واقعی)، به‌طوریکه خطای MSE روش شبکه عصبی (07/0)، بسیار کمتر از روش ΔLogR (98/0) است. با افزایش محتوای ماده آلی و میزان رس نمونهها، کارایی روش ΔLogR نیز افزایش می‌یابد. در این مطالعه، MSE روش ΔLogR از سنگ‌شناسی شیلی به آهکی، به ترتیب از 27/0 به 41/1 افزایش می‌یابد. براساس نتایج شبکه، TOC در سازند پابده میدان مارون از 45/0 تا 4 درصد وزنی متغیر میباشد. این سازند را از نظر میزان TOC می‌توان به سه بخش A و C، با مقادیر ماده آلی کمتر از 1% و B، با مقادیر ماده آلی بالاتر از 1% تقسیم نمود. ضخامت کل، میزان ماده آلی و درصد رس سازند در راستای جنوبشرق میدان افزایش می‌یابد که این خود نشانگر افزایش عمق حوضه ته‌نشینی در این راستا میباشد. درنهایت، با توجه به انطباق مرز بالایی لایه غنی از ماده آلی B با نوسانات شدید نگاره گاما، می‌توان این مرز را بعنوان شاخصی مناسب جهت شناسایی مرز ائوسن ـ الیگوسن و رخداد پیرنین به‌کار گرفت.
الهام اسدی مهماندوستی؛ محمد حسین آدابی؛ بهرام علیزاده
دوره 26، شماره 1 ، اردیبهشت 1389، ، صفحه 69-88
چکیده
میدان نفتی مارون یکی از مهمترین میادین نفتی ایران در جنوب فروافتادگی دزفول شمالی در کمربند چینخورده زاگرس است که تحت مطالعه ژئوشیمی آلی قرار گرفته است. 23 نمونه بیتومن استخراج شده از سازندهای مخزن و منشاء گرو، گدوان، داریان، کژدمی، سروک، گورپی و پابده از چاه‌های متفاوت میدان نفتی مارون برای اولین بار انتخاب و با دستگاه کروماتوگرافی ...
بیشتر
میدان نفتی مارون یکی از مهمترین میادین نفتی ایران در جنوب فروافتادگی دزفول شمالی در کمربند چینخورده زاگرس است که تحت مطالعه ژئوشیمی آلی قرار گرفته است. 23 نمونه بیتومن استخراج شده از سازندهای مخزن و منشاء گرو، گدوان، داریان، کژدمی، سروک، گورپی و پابده از چاه‌های متفاوت میدان نفتی مارون برای اولین بار انتخاب و با دستگاه کروماتوگرافی گازی- طیفسنج جرمی (GC-Ms) آنالیز و مورد مطالعه ژئوشیمیایی و بیومارکری قرار گرفت. به منظور مقایسه بیتومن استخراجشده از مخزن بنگستان، تعداد 5 نمونه نفت خام از مخزن بنگستان و یک نمونه از مخزن خامی نیز مطالعه شده است. نسبتهای بیومارکرهای مختلف از برشهای اشباع و آروماتیک از قبیل نمودار تغییرات استران C29/C27 (R) در برابر نسبت Pr/Ph، تغییر مقادیر استرانهای C29، C28، C27، وجود مقادیر کم شاخص گاماسران، تغییرات نسبت ترپانهای سه‌حلقه‌ای C22/C21 در مقابل C24/C23، نسبت پائین ترپانهای سه‌حلقه‌ای C26/C25 در برابر مقادیر بالای C31R/C30Hopane، استفاده از نمودار تغییرات نسبت استران C27 (Dia/Dia+Reg) در برابر مقادیر Pr/(Pr+Ph) و نمودار استاندارد تغییرات مقادیر نسبت دیبنزوتیوفن به فنانترن (Dibenzothiophene/Phenanthrene) در برابر نسبت پریستان به فیتان (Pr/Ph) نشاندهنده تشکیل آنها از سنگ منشاء شیلی-کربناته است.تغییرات نسبت C32-hopane 22S/(22S+22R) در برابر C29-Sterane 20S/(20S+20R)، شاخص متیلفنانترن-1 و تغییرات نسبتهای ایزومری 20S/(S+R) در مقابل abb/(abb+aaa) برای استران C29 نشان می‌دهد که سنگ یا سنگ‌های مولد نفت خام مخزن بنگستان و خامی وارد پنجره نفتی شدهاند در حالی که نمونههای بیتومن کژدمی، گرو و گدوان در مرحله اولیه تشکیل نفت بوده و نمونههای آلی گورپی و پابده با قرار گرفتن در محدوده نابالغ، بلوغ کمتری را نسبت به سایر نمونهها نشان می‌دهند. تغییرات C21/(C21+C29) Sterane ، C27/(C27+ C29) Sterane و MPR در برابر عمق نشان می‌دهد که با افزایش عمق، بلوغ حرارتی از نمونههای پابده و گورپی به سمت کژدمی و گرو افزایش می‌یابد.
