تعیین فشار موئینگی دارای اهمیت زیادی در محاسبات مخازن، در تعیین سطوح تماس آب و نفت، زون انتقالی، اشباع‌های باقیمانده سیالات می‌باشد که به‌طورمعمول در آزمایشگاه انجام می‌پذیرد و در بسیاری از موارد پرهزینه، زمان‌بر و مشکل است. اطلاعات فشار موئینگی، شاخص مهمی در مطالعه مخازن هست. در مطالعه کنونی از لاگ تشدید مغناطیس هسته‌ای برای تعیین فشار موئینگی در چاه CB-2 سازند آسماری در یکی از میدان‌های نفتی استفاده شده است. در این روش همیشه فرض بر این است که ارتباطی بین گلوگاه‌های منفذ با خود منفذ وجود دارد. همین ارتباط در منحنی توزیع T2 نیز می‌تواند صادق باشد. برای تخمین، فشار موئینه در برابر SW پلات شده، و فشار موئینه(PC) از پردازش T2DIST توسط نرم‌افزار تک‌لاگ تعیین گردید. پس از محاسبه 1/T_2 ،Rescale کردن با فرمول pc=c(〖T_2〗^(-1)) و رسم منحنی PC ، نتایج با منحنی‌های حاصل از تزریق جیوه در پلاگ‌های مغزه مقایسه ‌شد.
برای تعیین تخلخل و لیتولوژی از کراس‌پلاتهای نوترون-دانسیته در برابر PEF و برای تعیین کیفیت مخزن، تخلخل و تراوایی حاصل از NMR در برابر تخلخل و تراوایی مغزه استفاده گردید. نتایج حاصل از مطالعه نشان داد که استفاده از لاگ CMR از دقت بسیار خوبی جهت تخمین PC برخوردار است. تقسیم‌بندی سازند بر اساس لیتولوژی در افزایش دقت تخمین خواص پتروفیزیکی بسیار موثر است. از مقایسه داده‌های تخلخل مغزه و تخلخل NMR تطابق خوبی با ضریب همبستگی 94 برای سازند آسماری به دست آمد. مقایسه تراوایی مغزه با تراوایی (SDR) و (TIM) تطابق بسیار خوبی را به ترتیب با ضریب همبستگی 92 و 95 نشان می‌دهد. میانگین تراوایی NMR (SDR وTIM ) برای این سازند به ترتیب71/0 و54/0 (md) تخمین زده شد. بر اساس ارزیابی و تفسیر نمودارهای چاه‌پیمایی توسط نرم‌افزار، مخزن موردمطالعه دارای میانگین تخلخل کل 2/9% و میانگین تخلخل موثر 74/3% می‌باشد. حجم شیل پایین، تخلخل مناسب، و بالا بودن ضخامت زون خالص نشان‌دهنده استعداد مخزنی بالا در این مخزن می‌باشد

تعیین پتانسیل مخزنی و افق¬های تولیدی برای دستیابی به بیشترین راندمان تولید و کاهش هزینه¬های بهره-برداری و استخراج هیدروکربن، از اهمیت ویژه¬ای برخوردار است. در این رساله، هدف اصلی، انجام ارزیابی پتروفیزیکی و تعیین ضریب سیمان¬شدگی (m) در مخزن و بررسی آن در تراوایی و پتانسیل مخزنی و زون¬های تولیدی میدان نفتی اهواز می¬باشد. این میدان در ناحیه فروافتادگی دزفول از شمال با میدان رامین، از جنوب با میادین شادگان و منصوری، از شرق با میدان مارون و از غرب با میادین نفتی آب تیمور و سوسنگرد همجوار است. تاثیر عواملی از جمله نوع و مقدار تخلخل، شعاع گلوگاه تخلخل، نوع بافت و مقدار تراوایی، موجب ناهمگنی و پیچیدگی داده ها شده، و استفاده از عدد ثابت m و کاربرد آن در کل مخزن باعث خطا در داده¬های خروجی ¬می¬گردد. لذا تعداد 18 نمونه پلاگ از چاه¬های 355 (12نمونه) و 360 (6 نمونه) انتخاب شد و به آزمایشگاه شرکت MAPSA در تهران فرستاده شد و پس از انجام آزمایشات مقاومت مخصوص و FRF در فشار¬های مختلف مقادیر این ضریب محاسبه ¬گردید. برای بالا بردن دقت تعیین ضریب(m) آرچی، از روش خوشه¬بندی برای همگن ساختن مخزن استفاده شد. با استفاده از روش FUZI به تعیین واحدهای جریانی مخزن پرداخته شد. 5 واحد جریانی مشخص شد تا پتانسیل مخزن مشخص گردد. همچنین افق¬های تولیدی، در بخش pay summary محیط نرم¬افزار با مقادیر حدبرش (cut-off) پارامترهای مختلف ارزیابی شده: تخلخل موثر، آب اشباع¬ موثر و حجم شیل در ضخامت مشخصی از مخزن، بخش¬های مخزنی از غیرمخزنی مشخص گردید. بنابراین، نتایج ضرایب سیمان¬شدگی حاصل از کراس پلات همراه با داده¬های رخساره¬های الکتریکی جهت مدیریت مخزن و ارزیابی افق¬های مخزنی می تواند مفید واقع شود. همچنین ارزیابی پتروفیزیکی از چاه شماره 355 انجام گرفت و تخلخل¬های ایزوله برای فهم بهتر تخلخل و تراوایی در افق¬های مخزنی مدل شد ستون لیتولوژی، مقادیر اشباع آب، اشباع نفت، و کیفیت مخزنی نیز مشخص شد. در این مخزن لیتولوژی غالب کربناته می¬باشد که تخلخل و تراوایی خوبی برخوردار است.

 تعیین رخساره¬های الکتریکی(رخساره لاگ) امروزه یکی از معمول¬ترین روش¬های زون¬بندی مخزنی است. دقیق-ترین روش تعیین رخساره استفاده از مغزه است، اما مغزه¬گیری بسیار گران و وقت¬گیر است و به‌صورت محدود در برخی چاه¬ها قابل‌دسترسی است. بنابراین، در این مطالعه برای تعیین رخساره سنگی از داده¬های نمودارهای چاه پیمایی و مقایسه نتایج با مقاطع نازک استفاده‌ شد. از روش آنالیز خوشه¬ای بعنوان یکی از بهترین روش¬ها جهت تعیین این رخساره¬ها استفاده گردید. با استفاده از روش شبکه عصبی خودسازمان¬ده (SOM)، رخساره-های الکتریکی سازند ایلام در میدان نفتی اهواز تعیین‌شده است. در این مطالعه با استفاده از لاگ¬های پتروفیزیکی در چاه شماره 360 میدان اهواز مدل اولیه رخساره الکتریکی با 25 دسته (رخساره) ساخته شد، که به دلیل شباهت برخی از پارامتر¬های اساسی، به 7 رخساره کاهش یافت. جهت ارزیابی رخساره¬های الکتریکی تعیین‌شده، از داده¬های مقاطع نازک استفاده گردید تا انواع تخلخل برای هر رخساره مشخص، و هماهنگی آن با رخساره موردنظر بررسی شود. به‌طورکلی رخساره¬های الکتریکی تعیین‌شده با داده¬های پتروگرافی ارتباط خوبی را نشان دادند. در این مخزن، تغییرات ویژگی‌های مخزنی در رخساره ¬الکتریکی کربناته از رخساره شماره 1 به سمت شماره 4 و در رخساره¬های ماسه‌سنگی دولومیتی شده از شماره 5 به سمت 6 سیر نزولی دارد. به‌طوری‌که رخساره ¬الکتریکی کربناته شماره 1، با کمترین آب¬اشباع¬شدگی و بالاترین تخلخل موثر دارای بهترین کیفیت مخزنی است، و رخساره¬های ماسه‌سنگی دولومیتی شده شماره 5 نسبت به شماره 6 دارای تخلخل موثر بالاتر و کیفیت مخزنی بهتری می¬باشد. همچنین رخساره شیل آهکی (شماره 7) در مقایسه با تمامی رخساره¬ها، بدترین کیفیت مخزنی را به خود اختصاص داده است. مطالعات پتروگرافی نیز تغییرات شاخص¬های پتروفیزیکی در رخساره¬ها را تایید می¬نماید، به‌نحوی‌که از رخساره الکتریکی شماره 1 به سمت رخساره شماره 4 وضعیت فابریک و تخلخل از پکستون با تخلخل بین‌دانه‌ای و حفره¬ای بزرگ به وکستون تا ماد ستون با تخلخل¬های بین-دانه¬ای و حفره¬ای ریز تغییر می¬کند. رخساره‌های الکتریکی ماسه‌سنگی دولومیتی شده نیز تغییرات سنگ‌شناسی عمده‌ای را نشان می‌دهد: ماسه باسیمان ضعیف دولومیتی (شماره 5) و ماسه آهکی باسیمان دولومیتی (شماره 6). شناسایی رخساره¬ها و فرآیندهای دیاژنزی حاکم بر آن‌ها نشان‌دهنده نقش دو عامل محیط رسوبی و دیاژنز در کنترل کیفیت مخزنی است. وجود حفرات انحلالی قالبی و حفره¬ای به عنوان تخلخل غالب، نشان از تاثیرشدید و مثبت دیاژنز در کنترل کیفیت مخزنی سازند ایلام دارد.

 تعیین پارامترهای ژئومکانیکی و پیش‌بینی فشار منفذی، از مهم‌ترین پارامترها برای ساخت مدل ژئومکانیکی محسوب می‌شوند. هدف از محاسبه این پارامترها ساخت مدل ژئومکانیکی یک‌بعدی و تحلیل پایداری دیواره چاه است. برای محاسبه پارامترهای ژئومکانیکی از روابطی استفاده‌شده است که در آن‌ها می‌توان مدول¬های الاستیک شامل مدول یانگ، ضریب پوآسون، مدول بالک و مدول برشی، و پارامترهای مقاومتی سنگ شامل مقاومت فشاری تک‌محوره، زاویه اصطکاک داخلی و مقاومت کششی سنگ را بر اساس سرعت موج P و S محاسبه نمود. این امواج توسط لاگ DSI ( Dipole Shear Sonic Imager) اندازه‌گیری شده¬اند. این پارامتر¬ها با استفاده از نرم‌افزار Tec log 2015 محاسبه شدند. با توجه به اینکه پارامترهای محاسبه‌شده از نوع دینامیکی هستند، برای تبدیل این پارامترها به پارامترهای الاستیک استاتیک، از روابط تجربی حاصل از آزمایش داده‌های مغزه، استفاده گردید. پیش‌بینی فشار منفذی سازندهای موردمطالعه (سازندهای دالان و کنگان) با روش‌های ایتون، باورز و روشی که برای تعیین فشار منفذی در کربنات‌ها ارائه‌شده، صورت گرفت. با توجه به مقادیر مدول¬های الاستیک، پارامترهای مقاومتی سنگ و میزان فشار منفذی پنجره ایمن گل حفاری با معیار موهر-کلمب برای سازندهای موردمطالعه تعیین گردید. با توجه به نبود داده¬های مغزه برای مقایسه با پارامترهای محاسبه‌شده، از وزن روی مته برای سنجش دقت پارامترهای محاسبه‌شده، استفاده گردید. با مقایسه مدول¬های الاستیک و پارامترهای مقاومتی سنگ مشخص گردید که از میان مدول¬های الاستیک، مدول بالک و از میان پارامترهای مقاومتی سنگ، مقاومت فشاری تک‌محوره بیشترین تطابق را با وزن روی مته نشان دادند.
با مقایسه فشار منفذی پیش‌بینی‌شده با داده‌های RFT، مشخص گردید که فشار منفذی پیش‌بینی‌شده با رابطه ارائه‌شده برای کربنات¬ها، بهترین تطابق را با داده‌های RFT دارد. با توجه به تعیین محدوده پنجره ایمن گل حفاری با معیار موهر-کلمب برای چاه موردمطالعه، مشخص شد که وزن گل حفاری مورداستفاده در پنجره ایمن گل حفاری قرار داشته و دیواره چاه پایدار می¬باشد.

 تخمین پارامترهای ژئومکانیکی مخزن کنگان ـ دالان با استفاده از مقادیر سرعت موج فشارشی و برشی حاصل از پردازش داده های نیم رخ لرزه ای قائم (VSP) در یکی از چاه های میدان پارس جنوبی هدف اصلی این تحقیق است. با استفاده از مقادیر سرعت این امواج و روابط تجربی، مقدار مدول های دینامیکی تعیین و سپس به مدول های استاتیک که به مقدار واقعی نزدیک ترند، تبدیل شدند. مقدار تنش روباره با استفاده از داده های لاگ چگالی (RHOB) و نمودار ترسیمی سر چاهی محاسبه گردید. مقدار فشار روباره، فشار منفذی، تنش های افقی و القایی (حاصل از حفاری) به منظور بررسی میزان پایداری دیواره چاه و پنجره ایمن گل حفاری مورد بررسی قرار گرفتند. پس از انجام محاسبات مشخص گردید که مقدار متوسط مدول یانگ، برشی و بالک در سازند کنگان به ترتیب برابر با 6.45، 2.50 و 15.36 و در سازند دالان برابر 6.43، 2.48 و 15.52 گیگاپاسکال و مقدار متوسط نسبت پواسون در سازند کنگان و دالان به  ترتیب  0.29 و 0.292 مدول های الاستیک بودند همچنین مقدار مقاومت تک‌محوره به 5 کلاس تقسیم‌بندی شد که کلاس یک نشان دهنده ی بیشترین مقدار و کلاس پنج نشان دهنده ی کمترین مقدار مقاومت تک‌محوره‌اند. کلاس بندی مدول های الاستیک و مقاومت تک محوره با لاگ های قطر مته و کالیپر مقایسه گردید و مشخص شد در محل های دارای ریزش در دیواره چاه، مدول های الاستیک اغلب از نوع چهار و سه و مقاومت تک محوره از نوع پنج و چهار است. با استفاده از مقادیر فشار منفذی، تنش های افقی حداقل و حداکثر، پنجره ایمن گل حفاری مشخص شد که براساس آن وزن گل حفاری مناسب برای چاه در طول مخزن کنگان-دالان تعیین شد. برای حفاری چاه در محل مخزن کنگان-دالان وزن گل حداقل و وزن گل حداکثر به‌صورت متوسط به ترتیب 1.093 و 2.11 گرم بر سی سی مقدار متوسط وزن گل بحرانی 2.48 گرم بر سی سی پیشنهاد گردید. با استفاده از مقادیر لاگ PEF و محل هایی از دیواره چاه که پایداری کمتری دارند مشخص شد که عمق های 2932، 2943 تا 2945، 3080 تا 3120 و 3170 تا 3174 متری در طول مخزن کنگان-دالان دارای پتانسیل تولید ماسه هستند. براساس مقدار تنش های القایی (مماسی، محوری و شعاعی) مشخص شد شکستگی های برشی از نوع متداول (SWBO) است. براساس مقدار مدول های الاستیک، مقاومت تک محوره، تخلخل، تنش های افقی حداقل و حداکثر و اختلاف این تنش های با لایه های مجاور مشخص گردید که عمق 2836 تا 2900 متری بهترین زون برای ایجاد شکست هیدرولیکی است.

مدیریت مخزن نیازمند ارزیابی دقیق مقادیر مربوط به خصوصیات ژئوشیمیایی و پتروفیزیکی است. در این مطالعه ارزیابی کیفیت مخزن بنگستان (سنومانین-کامپانین)، میدان نفتی اهواز، SW ایران با استفاده از نگاره¬های چاه¬پیمایی، داده¬های مغزه، پتروگرافی مقاطع نازک و نگاره¬ی NMR مورد بررسی قرار می¬گیرد. نمودارهای سنگ¬شناسی و مطالعه پتروگرافی مقاطع نازک نشان داد که مخزن عمدتاً از سنگ آهک، و به مقدار کمتر شیل و سنگ آهک دولومیتی تشکیل شده است. برای بررسی و تجزیه و تحلیل ویژگی¬های ژئوشیمیایی نفت مخزن بنگستان، 12نمونه نفتی مورد آزمایش SARA و آنالیز GC-MS قرار گرفت. نتایج تفکیک نفتی بیانگر برش¬هایی با درجه اشباع بالا است که می¬توان آن را به نفت¬های پارافینی نسبت داد. نسبت بالای اشباع/آروماتیک ممکن است با فاصله مهاجرت طولانی یا بلوغ نسبی بالا مرتبط باشد. در این نمونه ها نسبت بالایی از ترپان¬های سه حلقه¬ای C22/C21 تا مقادیر کم نسبت C24/C23، و مقادیر پایین سه حلقه¬ای C26/C25، نسبت به مقادیر بالای هوپان C31R/C30 شاخص¬های سنگ منشا کربناته- مارن برای نفت-های خام مورد مطالعه می¬باشد. نمودار C25/C26 به C25/C24 بیانگر رسوب سنگ منشاء در محیط دریایی است. تفاوت پلات C32-22S/(22S+22R) در مقابل C29-20S/(20S+20R) بلوغ متوسط تا بالای نفت¬های مورد مطالعه را بیان می-کند.
نسبت استرانC28/C29 در محدوده 9/0-1 محاسبه شده گردید، که بیانگر تولید نفت در کرتاسه پیشین(سازند گدوان و کژدمی) است. الگوی بلوغ مشاهده شده در نفت¬ها در میدان نفتی اهواز را می توان به یک افزایش شیب حرارتی متاثر از اثرات گسل¬های زمین پایه موجود در میدان نسبت داد.
اندازه گیری T2 در تشدید مغناطیس هسته¬ای(NMR) می تواند به طور مستقیم برای تخمین خصوصیات سنگ مخزن مانند تخلخل، اشباع آب کاهش نیافتنی و انواع سیالات مورد استفاده قرار گیرد. کیفیت داده¬های MRIL از نظر نوع سیال گل حفاری و زمان اکو بررسی شد. نتایج نشان دهنده¬ی هتروژنی مخزن است. اثر حضور نفت بسیار سبک (میعانات گازی) و یا گاز در توزیع T2 مخزن برای چند بار مشاهده شده است. بر اساس پارامترهای MRIL مخزن کربناته مورد مطالعه از زون¬های فشرده و تراوا تشکیل شده است. تراوایی یک روند کاهش عمومی و پیک¬های تناوبی را نشان می¬دهد. برخلاف تطابق توزیع آب ترکیبی رسی(CBW) و تراوایی، تخلخل موثر (PHIE) یک الگوی منظمی را نشان نمی¬دهد. افزایش غیرعادی میزان تراوایی در بخش بالای مخزن ممکن است به دلیل شکستگی باشد. همه داده¬ها نشان می¬دهد که اندازه گلوگاه حفرات عامل اصلی کنترل جریان سیال مخزن است. اثر کانی¬¬های رسی حتی در مقادیر جزئی به عنوان یک پارامتر منفی در نظر گرفته می¬شود. این پیشنهاد میشود که افق¬های فشرده (به عنوان سپر مقاوم نازک) به دلیل وجود فشار غیرعادی، نقش مهمی در جریان سیال هیدروکربنی داشته باشد. داده¬ها نشان دادند که توزیع سیالات در مخزن یکنواخت نیست.
 

میدان شاه دنیز بزرگترین میدان گازی طبیعی در آذربایجان بوده که در جنوب دریای خزر قرار دارد. این ساختار کشیده شده در اواخر پلیوسن تشکیل شده ودرتمام دوره کواترنری رشدکرده است. در این مطالعه با استفاده از آنالیزهای¬چند¬نشان¬گری و مدل های هوشمند سعی شد، پارامترهای کیفیت مخزنی این میدان در طول خطوط لرزه ای تخمین زده شود .برای این کار ابتدا وارون¬سازی لرزه¬ای برپایه مدل بر خطوط لرزه ای اعمال شده و اطلاعات انعکاس لرزه¬ای به امپدانس صوتی تبدیل شدند. در مقایسه با دامنه¬های لرزه¬ای، نتایج حاصل از وارون¬سازی قدرت تفکیک بالاتری داشته و تفاسیر دقیق تری را به همراه دارد. وارون¬سازی پس از برانبارش، که در این مطالعه مورد استفاده قرار گرفته است، فرایندی است که طی آن داده های لرزه¬ای برانبارش شده به امپدانس صوتی زمین تبدیل می شوند. مدل اساسی که وارون¬سازی بر پایه آن صورت گرفت، مدل معکوس همامیخت است که فرایند تغییر شکل موج بر اثر گذر از یک فیلتر خطی مانند زمین را بررسی می¬کند. نتایج نهایی وارون سازی به عنوان نشانگر خارجی در نظر گرفته شد. جهت تخمین پارامترهای کیفیت مخزنی شبکه عصبی احتمالی استفاده شد، که از نوع شبکه¬های نظارتی هستند که فرآیند یادگیری آن¬ها بدین صورت است که هر خروجی جدید به عنوان ترکیب خطی از داده¬های آموزشی در نظر گرفته می¬شود. در مرحله آموزش روابط بین ورودی و خروجی ها استخراج گشته وبا اعمال این روابط به کل حجم داده لرزه¬ای، هر رد لرزه به پارامتر هدف تبدیل می¬شود. در نتیجه پارامتر مورد نظر علاوه بر محل چاه در فضاهای بین چاهی نیز بدست می¬آید. برای هرکدام از پارامترهای هدف که شامل تخلخل، اشباع آب و تراوایی است، یک شبکه جدا گانه با کمترین میزان خطا و تعداد نشان¬گرهای آموزش داده شد. ورودی¬های بهینه هر شبکه شامل نشان¬گر خارجی (امپدانس صوتی) و نشان¬گرهای داخلی استخراج شده از مقاطع لرزه¬ای و مقاطع برگردان شده می¬باشند. نتایج تخمین به مشخص کردن زون هایی از سازند بالاخانی انجامید که کیفیت مخزنی بالایی را دارند. در این مناطق تراوایی و تخلخل بالا بوده و در مقابل اشباع آب ناچیزی را دارا می باشند.

فشار منفذی یکی از مهم‌ترین پارامترها در بحث اکتشاف و تولید مخازن هیدروکربنی است. این فشار گاه به صورت غیرعادی در مخزن عمل می¬کند و لذا موضوعی است که در یک سازند در تمام مراحل عملیات میدان نفتی (اکتشاف، حفاری، نصب لوله جداری، تکمیل و ارزیابی مخزن) باعث ایجاد نگرانی می‌گردد. اطلاع صحیح در مورد توزیع فشار در یک میدان نفتی به کاهش ریسک حفاری، بهبود طراحی چاه و محاسبه وزن گل حفاری مناسب کمک می‌کند. هدف اصلی این مطالعه پیش‌بینی فشار غیرعادی و فشار منفذی می‌باشد. میدان نفتی کوپال در 60 کیلومتری شرق اهواز در شمال فروافتادگی دزفول قرار دارد. در طی دفن، سازندهای با فشار عادی قادر به حفظ ارتباط هیدرولیکی با سطح می‌باشند. درصورتی‌که فشار سیال سازندی برابر با فشار هیدروستاتیک باشد، به‌عنوان فشار عادی بیان می‌گردد. پیش‌بینی فشار منفذی بر اساس سرعت لرزه‌ای رایج‌ترین روش پیش‌بینی فشار قبل از حفاری است. در این روش از تبدیل سرعت لرزه‌ای به فشارمی¬توان فشار منفذی را بدست آورد. در این مطالعه سرعت لرزه‌ای موجود، سرعت برانبارش می‌باشد. این سرعت لرزه‌ای به‌وسیله سرعت استخراج‌شده از نمودارهای صوتی کالیبره شد. ضرایب رابطه گاردنر با بکارگیری نمودارهای چگالی و سرعت محاسبه شد، سپس مکعب چگالی به‌وسیله رابطه گاردنر ایجاد گردید. با محاسبه شدن مکعب چگالی، با انتگرال‌گیری از مکعب چگالی مکعب فشار روباره محاسبه شد. سپس با بکارگیری رابطه باورز و میدان سرعت لرزه¬ای کالیبره شده، مکعب فشار موثر ایجاد شد. بر طبق اصل ترزاقی مکعب فشار منفذی با محاسبه اختلاف فشار روباره و فشار موثر ایجاد گردید. در پایان مکعب فشار منفذی تخمین زده‌شده به‌وسیله روش‌های زمین‌آماری با فشار منفذی اندازه‌گیری شده در برخی از چاه‌ها کالیبره شد. در منطقه موردمطالعه میدان سرعت لرزه‌ای تصحیح و بهبود یافت، سپس مکعب فشار منفذی بر این اساس ایجاد گردید. فشار پیش‌بینی‌شده نشان‌دهنده توافق مناسب با فشار اندازه‌گیری شده در موقعیت 6 چاه می‌باشد. نتایج روشن ساخت که می‌توان از رابطه باورز در تخمین پیش‌بینی فشار منفذی مخازن کربناته استفاده کرد. بر اساس مکعب فشار تخمین زده‌شده، سه لایه با فشار غیرعادی بالا شامل سازند گچساران به‌خصوص بخش 1 (پوش‌سنگ)، سازند پابده- گورپی و انتهای مخزن بنگستان (سازند کژدمی) قابل‌تشخیص است. اطلاعات این تحقیق را می‌توان در برنامه‌ریزی حفاری در چاه‌های جدید، تعیین مکان نصب لوله جداری و تنظیم فشار گل حفاری استفاده کرد.

 ارزیابی پتروفیزیکی مخازن در طول دوران تولید موضوعی است که بااهمیت و بررسی مجدد اختصاصات مخزنی در جهت مدیریت مخازن صورت می¬گیرد. هدف این مطالعه بررسی پارامترهای پتروفیزیکی مانند تخلخل کل، تخلخل موثر، تراوایی، اشباع، حجم شیل، حجم و نوع کانی رسی و سنگ¬شناسی در ارزیابی پتانسیل نفتی مخزن ایلام (اواخر کرتاسه) در میدان نفتی اهواز می¬باشد. در این مطالعه ارزیابی پتروفیزیکی با استفاده از نمودارهای دیجیتال پتروفیزیکی و تجزیه‌وتحلیل داده¬های مغزه در محیط نرم‌افزار ژئولاگ (7.1) و همچنین مطالعه پتروگرافی مقاطع نازک صورت گرفت.
سازند ایلام ازنظر سنگ¬شناسی متشکل از آهک ، آهک دولومیتی و همچنین مقدار بسیار ناچیز شیل به‌صورت پراکنده می¬باشد و تغییرات رخساره¬ای در طول سازند نیز مشاهده می¬شود. بر اساس توزیع اختصاصات پتروفیزیکی، این مخزن به چهار زون تقسیم گردید. نتایج حاصل از بررسی داده¬های موجود نشان داد حجم شیل محاسبه‌شده با استفاده لاگ¬های مربوط به پرتوگاما (CGR) به‌عنوان شاخص شیل، کمتر از 10 درصد بوده و لذا سازند ایلام به‌عنوان یک سازند تمیز محسوب می¬شود. بخش¬های 2 و 3 نسبت به بخش¬های 1 و 4 دارای شیل کمتری می¬باشد. اگرچه حجم کانی¬های رسی بسیار کم است ولی تاثیر شدیدی بر پارامترهای پتروفیزیکی بخصوص تخلخل و تراوایی دارد. سازند ایلام دارای میانگین اشباع آب 8/26 و 98/51 درصد و همچنین اشباع آب کاهش نیافتنی حدود 3/3 درصد در چاه¬های مختلف می¬باشد. بخش¬های میانی مخزن اشباع آب کمتری نسبت به بخش¬های دیگر دارد. داده¬های تست چاه نشان داد که سیال اصلی مخزن، نفت سنگین(API ≤ 13) در قسمت پایین و نفت سبک¬تر(API ≤ 24) در قسمت فوقانی است. این الگوی توزیعی می¬تواند ناشی از فشار منفذی، (با توجه به درجه اشباع آب) و گرانش باشد (مهاجرت ثانویه). میانگین تخلخل موثر در محدوده 7/14 - 4/9 درصد در چاهای مختلف تغییر می¬کند. نتایج نشان داد که بخش¬های میانی مفید¬ترین بخش¬ها ازنظر تخلخل مفید و تجمع مواد هیدروکربوری می¬باشد. میانگین تراوایی محاسبه‌شده در چاه¬های مختلف در محدوده 3/8 و 3/5 درصد تغییر نموده، رابطه مستقیمی را با تخلخل مفید نشان می¬دهد.
با استناد به نتایج بدست آمده از ارزیابی چاه¬های مختلف، بخش¬های میانی سازند ایلام (بخش¬های 2 و 3) در مقایسه با بخش¬های دیگر (بخش¬های 1 و 4) دارای پتانسیل نفتی و ذخیره هیدروکربنی بالاتری است

 بررسی وضعیت تخلخل در مخازن نفتی به عنوان یکی از پارامترهای مخزنی، از اهمیت خاصی برخوردار است. در این مطالعه سعی گردیده که با اندازه‌گیری تخلخل‌های شکستگی، حفره‌ای و بین دانه‌ای (ماتریکس) و تعیین رابطه‌ی انواع تخلخل با یکدیگر و نقش آن‌ها در مقدار تخلخل کل در مخزن آسماری میدان گچساران مورد بررسی قرار گیرد. تخلخل شکستگی و حفره‌ای با استفاده از نمودار تصویری FMI و تخلخل بین‌دانه‌ای با استفاده از نمودار‌های چاه‌پیمایی محاسبه گردید. مقایسه‌ی وضعیت تخلخل حاصل از بررسی نمودار انحراف سرعت با نتایج حاصل از نمودار FMI نشان می‌دهد که این نمودارها همخوانی خوبی باهم دارند. وضعیت شکستگی‌ها با استفاده از نمودارهای تصویرگر و پتروفیزیکی مورد بررسی قرار گرفت. مقایسه تغییرات تخلخل ثانویه از نمودارهای چاه‌پیمایی با نتایج FMI در بیشتر اینتروال ها همخوانی خوبی را با یکدیگر نشان می‌دهند. با توجه به وضعیت غالب تخلخل، 7 تیپ تعریف شد که براساس آن‌ها مخزن آسماری به 15 زون تقسیم گردید. تجمع هیدروکربن در این مخزن توسط تخلخل اولیه ماتریکسی کنترل شده است. شکستگی‌ها عمدتا از دو نوع طولی و مورب با زاویه شیب نسبتا بالا نسبت به سطح لایه‌بندی تشکیل شده اند. نمودار¬های پتروفیزیکی، نشان می‌دهند که سنگ¬شناسی غالب سازند آسماری در این چاه؛ دولومیت، در مواردی کلسیت و شیل¬ همراه با رگه¬های انیدریتی می¬باشد. به‌منظور رسیدن به هدف مورد نظر ابتدا نمودار¬های تصویرگر در چاه 392 توسط نرم‌افزار CIFLOG پردازش و تفسیر گردید و از نتایج تفسیر شده چاه شماره 392 برای رسیدن به پارامترهای شکستگی¬های مخزن آسماری استفاده شد. در مرحله بعد نمودار انحراف سرعت برای این چاه¬ توسط نرم‌افزار GEOLOG رسم شد که نشان داد به‌طور عمده سیستم تخلخل سنگ مخزن به ترتیب از انواع تخلخل‌های اولیه (بین‌ ذره‌ای) وحفره‌ای و شکستگی است. دو دسته شکستگی با دوجهت در مخزن وجود دارد : شکستگی‌های ناپیوسته با شیب 8- 49 درجه و آزیموت 10- 20 و330-360 درجه وجود دارند و دسته شکستگی‌های پیوسته شیب بیشتری نسبت به شکستگی‌های ناپیوسته دارند، بین 53-89 درجه و آزیموت 200-230 درجه دارند. تغییرات دهانه شکستگی نشان داد که زون‌های با دولومیت خالص دهانه شکستگی بالاتری دارند و تراکم شکستگی‌ها بیشتر توسط ضخامت لایه‌بندی کنترل می‌شود تا کانی شناسی. با توجه به همخوانی قابل توجه داده‌های حاصل از نمودار انحراف سرعت با نتایج لاگ¬های تصویرگر در مطالعه شکستگی¬ها و تعیین تخلخل‌های مخزن، پیشنهاد می‌شود که از نمودارهای تصویری که جایگزینی مناسب و مفید برای آنالیزمغزه بویژه در مخازن شکسته شده می‌باشند استفاده شود.

 بررسی تخلخل و ناهمگنی مخازن موضوع قابل توجهی در نواحی نفتخیز به¬شمار می¬رود. مخزن بنگستان دومین مخزن نفتی میدان گچساران و در فروافتادگی دزفول جنوبی قرار دارد. هدف از این مطالعه تعیین نوع تخلخل و بررسی ناهمگنی با استفاده از نمودارهای پتروفیزیکی و تصویرگر XRMI در مخزن بنگستان چاه شماره 393 میدان گچساران می باشد. با استفاده از نرم¬افزار ژئولاگ پارامترهای پتروفیزیکی نظیر تجمع هیدروکربن و تخلخل کل مخزن در چاه مورد مطالعه محاسبه شد. تخلخل‌های ثانویه شامل شکستگی، حفره¬ای با استفاده از نمودار تصویرگر محاسبه شد. تعداد 333 شکستگی طبیعی باز در کل بازه شناسایی شد و بر اساس عوامل بوجود آورنده آنها به سه دسته: شکستگی¬های طولی با میانگین امتداد S50E ، شکستگی¬های عرضی با میانگین امتداد N50E و شکستگی¬های مورب با میانگین امتداد N90E تحت عنوان شکستگی¬های ناشی از چین¬خوردگی تقسیم بندی شدند. تخلخل شکستگی و حفره¬ای و سپس تخلخل اولیه با استفاده از نمودار تصویرگر محاسبه گردید. همچنین تخلخل اولیه با استفاده از نمودارهای پتروفیزیکی محاسبه شد و با تخلخل اولیه که از نمودار تصویرگر و تخلخل کل محاسبه شده از نمودارهای پتروفیزیکی به دست آمده مقایسه و تطابق خوبی نشان داد به¬طوری¬که تخلخل اولیه در ابتدای مخزن تا اواسط آن به نسبت سایر عمق¬ها بیشتر بوده است. نمودار انحراف سرعت با استفاده از تفاضل سرعت صوت واقعی و مجازی ترسیم گردید. در اکثر عمق‌های مخزن میزان قرائت-های نمودار انحراف سرعت در محدوده 500+ تا 500- قرار گرفت که نمایانگر تخلخل اولیه است. همچنین پارامترهای دهانه شکستگی (VAH)، طول شکستگی (VTL) و تراکم شکستگی (VDC) با استفاده از نمودار تصویرگر بدست آمد و نتایج با نمودار انحراف سرعت مقایسه گردید. در مناطقی که دهانه شکستگی بیشترین مقدار را داراست نمودار انحراف سرعت به سمت کمترین مقدار میل پیدا می¬کند. به¬منظور بررسی ویژگی ناهمگنی در ارتباط با تغییر خواص مخزنی در این تحقیق با استفاده از تنوع انواع تخلخل، 7 تیپ تغییرات تعریف شد و با ستون تجمع هیدروکربن و نمودار انحراف سرعت مقایسه گردید. در مناطقی که تخلخل اولیه همراه با شکستگی غالب است (تیپ 2)، نمودار انحراف سرعت به سمت صفر و مقادیر منفی میل می¬کند. در مناطقی که اشباع نفت بیشتر می¬شود نمودار انحراف سرعت به سمت مقادیر منفی میل پیدا می¬کند و در مناطقی که تیپ 7 (وجود سه نوع تخلخل) و 2 (تخلخل اولیه و شکستگی) بوده تجمع نفت بیشترین مقدار را دارد. در زون¬های با تیپ 7 نسبت به سایر زون¬ها انحراف سرعت به سمت مثبت متمایل می¬شود که می‌تواند دلیلی بر تاثیر حفره در تجمع نفت در این زون‌ها باشد.

در سالهای اخیر یکی از اهداف مهم و کلیدی در بخش بالادستی، ساخت مدل¬های دقیق و کارای مخزنی است که پایه و اساس آنها مدلهای زمین شناسی می¬باشد. با بهبود شیوه های ساخت مدل¬های مخزنی می¬توان با دقت بالاتری به بررسی و تخمین میزان ذخیره هیدروکربن درجا در یک مخزن پرداخت و از آن برای توسعه و بهینه سازی تولید یک میدان نفتی استفاده نمود. در این تحقیق، توصیف ویژگیهای مخزنی و ارزیابی ماسه سنگ غار (بخش آواری سازند آسماری) در میدان نفتی هندیجان براساس داده های حفاری، داده های ارزیابی شده پتروفیزیکی 7حلقه چاه، نتایج آنالیز مغزه و داده های لرزه¬ای سه بعدی تفسیر شده صورت گرفت. مدل زمین شناسی مخزن بروشهای قطعی و احتمالی و مدل¬سازی کیفیت مخزنی زونهای مورد مطالعه براساس لاگ تخلخل موثر و استفاده از رخساره¬های لرزه¬ای جهت ارتقای کارایی و قدرت تخمین متغییر تخلخل در مدل نهایی مخزن انجام گرفت. نتایج بدست آمده نشان داد که تفکیک زونهای مخزنی بر اساس تغیرات جانبی باعث کاهش واریانس تخمین در حین مدلسازی شده و صحت مدل مخزنی را افزایش می¬دهد. استفاده از نگاره تخلخل موثر بعنوان ملاک تعیین رخساره¬های الکتریکی باعث بهبود مدلهای تخلخل موثر بدست آمده در کل مخزن منطبق بر شرایط زمین شناسی محدوده مورد مطالعه گردید.
نشانگرهای Chaos/Envelop/GLCM/Phase/Frequency بعنوان نشانگرهای مرتبط با رخساره¬های لرزه¬ای انتخاب شدند و در ساخت مدل سه¬بعدی رخساره لرزه¬ای از شبکه عصبی نظارتی Supervised (نگاره¬های رخساره¬ای درون چاه بعنوان ناظر) استفاده گردید. روند¬های احتمالی مربوط به هر رخساره و تخمین مقادیر تخلخل در قسمتهای مختلف مخزن در مدل رخساره¬ای با استفاده از الگوریتم SIS، نتایج قابل انطباقی را با مدل تخلخل نهایی بدست آمده با الگوریتم شبیه سازی SGS نشان داد. مدل نهایی تخلخل با استفاده از مدل رخساره نهایی برای هر زون مخزنی نشان داد که تخلخل موثر در زونهای مخزنی متغییر بوده بطوریکه در زون G1 و G3 مقادیر تخلخل متوسط بین 10% الی 20% غالب با کیفیت مخزن متوسط؛ زون G2 دارای تخلخل غالب بالاتر از 20% نشاندهنده حداکثر مقدار تخلخل موثر موجود در بین سه رون مخزن غار می باشد نتایج مدلهای ساخته شده نشان داد مجموعه چاههای تولیدی حفر شده از مخازن سازند آسماری از نظر موقعیت دارای جانمایی مناسبی بوده و با ضریب ریسک مناسبی حفر گردیده اند.
 

نمودارهای تصویرگرOBMI/UBI ابزار قدرتمندی است که بکمک آنها می توان اطلاعات لازم جهت آنالیز شکستگی ها بدست آورد. در مطالعه کنونی بمنظور بررسی و ارزیابی وضعیت لایه بندی، شیب ساختمانی، توصیف شکستگی ها و بررسی استحکام چاه در فواصل نمودارگیری شده در مخزن آسماری میدان کوپال از نمودارهای تصویرگر OBMI و UBI (چاه شماره 30) استفاده گردید. براساس نتایج بدست آمده آشکار گردید که ساختار لایه بندی به خوبی در فواصل نمودارگیری شده قابل تشخیص است. در مجموع مرز 297 لایه، با مرز بندی مشخص تشخیص داده شد که شیب ساختاری میانگین 17درجه بسمت S50-55W تخمین زده شد. تفاوت محسوسی در شیب ساختاری در امتداد چاه حفاری شده از 10 درجه تا 30 درجه وجود دارد. Stylolite ها دارای شیب غالب برابر 20-18 درجه میباشند که در دو سمت S35 -40W و S55-60W پراکنده شده و روندی مشابه با لایه بندی دارند (نوع چینه ای).
در بعضی افقها، شیب های نا منظم ناشی از دگردیسی رسوبی یا فرآیند دیاژنز ناسازگار با شیب اصلی مشاهده گردید. در مجموع 117 عارضه در فواصل مورد مطالعه دیده شد. توزیع آماری نشان می دهد که درجه شیب در دامنه صفر تا 32 درجه متغیر است. این عوارض دارای شیب قابل مقایسه با مرز لایه ها و تمایل کلی در جهت جنوب غرب دارند. دو دسته شکستگی غالب باز با بیشترین فراوانی در 74-72 درجه شناسایی گردید. یک دسته به سمت E (امتداد N_S) و دسته دوم به سمت N80-85E (جهت S5-10E و N5-10W) می باشد. در مورد شکستگیهای بسته، یک دسته با شیب 32-30 درجه به سمت S30-50E و امتداد N40-60E تفسیر شده است. اکثر شکستگیها با توجه به الگوی شکستگیهای مرتبط با چین خوردگی از نوع درزه های مورب و طولی می باشند که در زونهای 1 و2 و 2-5 گسترش بیشتری دارند. کمترین تنش وارده بر حفره چاه در راستای NW-SE در جهت کمترین تنش وارده بر زون زاگرس است.
عارضه شکستگی ناشی از استرس حفاری breakout در تصاویر UBI (در امتداد تنش حداقل)، راستای NW -SE را نشان میدهند.
تعداد ده عدد شکستگی انحلالی (معمولاًدر محدوده اطراف شکستگیها و در امتداد آنها) در محدوده عمقی 3429 -3430 متری شناسایی گردید. شکستگی های القائی حفاری نیز تشخیص داده شد. بر اساس آنالیز انجام شده در تفسیر پتروفیزیکی لایه های 1 و 2 سازند آسماری به جهت دارا بودن تخلخل و درصد قابل توجه ذخیره هیدروکربنی قابل جابجایی، نسبت به سایر لایه های مخزنی در این چاه از پتانسیل قابل قبولی جهت بهره دهی بودن برخوردار می باشند که این نتیجه گیری با نتایج به دست آمده از اطلاعات OBMI همخوانی دارد.
در مقایسه داده های هرزوی و میزان تراکم شکستگی ها همخوانی بسیار بالایی دیده می شود. در لایه 1 آسماری از نظر فراوانی شکستگی ها و میران تخلخل و همچنین هرزوی گل بهترین پتانسیل را برای بهره برداری از مخزن را دارد.
 

<p>امروزه مدل&not;سازی مخازن هیدروکربوری نقش تاثیر&not;گذاری را در برنامه&not;ریزی تولید از مخازن، مدیریت و توسعه میادین ایفا می&not;کند. سازند کربناته ایلام پس از سازندهای آسماری و سروک به عنوان یکی از بارزترین مخازن هیدروکربوری در نواحی جنوب غربی ایران شناخته می&not;شود. هدف اصلی این مطالعه مدل&not;سازی خواص پتروفیزیکی مخزن شامل تخلخل، تراوایی و اشباع آب سازند ایلام مخصوصا در افق&not;های مخزنی ایلام فوقانی و اصلی در میدان مورد مطالعه می&not;باشد. بر اساس خصوصیات زمین شناسی و پتروفیزیکی مخزن، سازند ایلام به 5 زون مجزا (A, B, C, D, E) تقسیم گردید که دارای دو زون مخزنی ایلام فوقانی (B) و ایلام اصلی (D) بوده و بقیه زون&not;ها غیر مخزنی می&not;باشد&not;. در این راستا از مفهوم واحدهای جریان هیدرولیکی (HFU) به عنوان مبنایی برای مدل&not;سازی مخزن استفاده گردیده است. برای شناسایی و تعیین واحدهای جریانی از روش&not;های مختلفی از قبیل؛ هیستوگرام، آنالیز احتمال نرمال، الگوریتم خوشه&not;بندی و مجموع مربعات خطا (SSE)، نمودار لورنز اصلاح شده بر مبنای چینه&not;نگاری (SMLP)، روش وینلند R35، شاخص کیفیت مخزن (RQI) و روش ناپیوسته DRT استفاده شد. با ارزیابی همه&not;ی این روش&not;ها در نهایت چهار واحد جریانی برای سازند ایلام مشخص گردید. به دلیل اینکه نمونه&not;های مغزه فقط در برخی فواصل مخزن برداشت شده&not;اند، لذا برای تخمین پارامتر FZI در بازه مخزنی ایلام از شبکه عصبی مصنوعی بهره گرفته شد که نتایج حاصل از آن با داده&not;&not;های مغزه، ضریب همبستگی تقریبا 0.7 داشتند. بر اساس لرزه&not;نگاری، ساختمان این میدان فاقد گسل شاخص بوده و یک تاقدیس کیک لایه&not;ای را نشان می&not;دهد. سپس مدل ساختمانی این میدان، با استفاده از اطلاعات ژئوفیزیکی نقشه زیرزمینی مخزن(UGC) ، اطلاعات چاه&not;های حفاری شده و عمق ورود به تاپ&not;زون&not;ها (Well Top) با استفاده از نرم&not;افزار PETREL تهیه گردید. مدل&not;سازی خواص پتروفیزیکی با استفاده از روش شبیه&not;سازی گوسی پی&not;در&not;پی(SGS) انجام گرفت. برای مدل&not;سازی تخلخل از نگارهای تخلخل در محل چاه&not;ها و داده&not;های امپدانس صوتی میدان استفاده شد. از توزیع DRT و رابطه تخلخل-تراوایی در هر DRT جهت مدل&not;سازی تراوایی و به منظور تهیه مدل اشباع آب در میدان از نمودارهای آب اشباع&not;شدگی، سطح تماس آب و نفت و از منحنی&not;های فشار موئینه (Pc) برای مدل&not;سازی ناحیه انتقالی آن استفاده گردید. با توجه به مدل&not; حاصل از تخلخل و تراوایی در زون ایلام اصلی، مشخص شد که بیشترین مقادیر این پارامترها در قسمت&not;های شرقی میدان قرار داشته و از سمت غرب به شرق میدان روند افزایشی نشان می&not;دهد. نتایج مدل&not;سازی اشباع آب بیانگر توزیع اشباع آب کاهش ناپذیر در بخش جنوبی و برجستگی&not;های محوری میدان است. بنابراین بررسی&not;های مدل&not;سازی نشان داد که قسمت&not;های شرق میدان، برجستگی&not;های محوری و بخش&not;های جنوبی میدان از کیفیت مخزنی بهتری برخوردار هستند و جهت حفاری&not;های بعدی توصیه می&not;شوند. در نهایت بر اساس حجم ساختار مخزن، ضخامت زون خالص به ناخالص و گسترش میزان ویژگی&not;های پتروفیزیکی و سطح تماس آب و نفت، برآوردی از حجم سیال موجود در مخزن صورت گرفت. </p>

تعیین پتانسیل مخزنی و افق¬های تولیدی برای دستیابی به بیشترین راندمان تولید و کاهش هزینه¬های بهره-برداری و استخراج هیدروکربن، از اهمیت ویژه¬ای برخوردار است. در این رساله، هدف اصلی، تعیین ضرایب پیچاپیچی (a) و سیمان¬شدگی (m) در مخزن و بررسی آن در پتانسیل مخزنی و زون¬های تولیدی میدان نفتی پرنج می¬باشد. این میدان در ناحیه فروافتادگی دزفول مابین دو میدان نفتی کرنج و پارسی واقع شده که دارای 5 حلقه چاه در دوکوهانگ بصورت شرقی¬_غربی است. تاثیر عواملی از جمله نوع و مقدار تخلخل، شعاع گلوگاه تخلخل، نوع بافت و مقدار تراوایی، موجب ناهمگنی و پیچیدگی داده ها شده، و استفاده از عدد ثابت m و کاربرد آن در کل مخزن باعث خطا در داده¬های خروجی ¬می¬گردد. لذا با توجه به داده¬های ¬ چاه¬پیمایی، مقادیر پارامترهای مخزنی از طریق روابط پتروفیزیکی آرچی محاسبه ¬گردید. برای بالا بردن دقت تعیین ضرایب(m، a) آرچی، از روش خوشه¬بندی برای همگن ساختن مخزن استفاده شد. با توجه به بیشترین همبستگی بین تخلخل(Ø) و فاکتور مقاومت سازندی(F)، بهترین روش از بین خوشه¬ها انتخاب و اطلاعات اولیه جهت تخمین اشباع آب بکار رفت. با استفاده از لاگ¬های چاه¬پیمایی مرتبطPHIE، DT، NPHI، RHOB، Sw و CGR در بخش Facimage محیط ژئولاگ با روش خوشه¬بندی MRGC به تعیین رخساره¬های مخزن پرداخته شد. با استفاده از لاگ¬های مرتبط، 9 رخساره¬ از لحاظ کیفیت مخزنی بدست آمد که با ادغام رخساره¬های مشابه به مدلی 5 رخساره¬ای تبدیل شد تا پتانسیل مخزن مشخص گردد. همچنین افق¬های تولیدی، در بخش pay summary محیط نرم¬افزار با مقادیر حدبرش (cut-off) پارامترهای مختلف ارزیابی شده: تخلخل موثر، آب اشباع¬ موثر و حجم شیل در ضخامت مشخصی از مخزن، بخش¬های مخزنی از غیرمخزنی مشخص گردید. بنابراین، نتایج ضرایب سیمان¬شدگی حاصل از کراس پلات همراه با داده¬های رخساره¬های الکتریکی جهت مدیریت مخزن و ارزیابی افق¬های مخزنی می تواند مفید واقع شود.

هدف این پژوهش پیش‌بینی و مدل‌سازی تراوایی، اشباع‌آب و تعیین زون‌های تولیدی مخزن در یکی از میدان‌های واقع در دشت آبادان می‌باشد. میزان تراوایی و اشباع‌شدگی آب (Sw) از پیچیده‌ترین مسائلی است که مورد توجه زمین‌شناسان، پتروفیزیست‌ها و مهندسان مخزن می‌باشند. این داده ها، به‌منزله‌ی ابزار موثر در امر مدل‌سازی مخزن و فرایند تولید و مدیریت یک میدان محسوب می شوند. بواسطه پرهزینه بودن آنالیز مغزه، از روش‌های غیرمستقیم، از داده‌های پتروفیزیکی و لاگ‌های مختلف بهمنظور تخمین پارامترهای مذکور استفاده می‌کنند.
در این مطالعه از روش شاخص منطقه جریانی جهت تعیین تعداد واحدهای جریان هیدرولیکی استفاده شده است. پس از آن مدلی جهت تخمین تراوایی در چاه‌ها و قسمت‌های فاقد مغزه به دست آمده و با استفاده از داده‌های تخلخل حاصل از لاگ، میزان تراوایی در این چاه‌ها تخمین زده شده است. مدل مورد نظر، میزان تراوایی در چاه‌های فاقد مغزه را با دقت مناسبی برای این مخزن محاسبه می‌کند. علاوه بر مدل سازی تراوایی با مفهوم واحدهای جریان هیدرولیکی، با استفاده از شبکه عصبی‌مصنوعی نیز مقادیر تراوایی مدل‌سازی شد. برای این منظور یک شبکه سه‌لایه‌ای از نوع پس‌انتشارخطا با الگوریتم Levenberg-Marquardt و تعداد 15 نورون در لایه مخفی طراحی گردید. شبکه طراحی شده، تراوایی را با دقت قابل قبولی پیش‌بینی می‌کند. براساس مدل تراوایی ساخته شده، آشکار گردید که مقادیر تراوایی در قسمت ایلام اصلی نسبت به ایلام بالایی در مخزن ایلام بیشتر بوده و در نتیجه تولید بیشتری هم قابل انتظار است.
برای مدل‌سازی تغییرات اشباع‌آب مخزن از توابع‌ریاضی بر اساس نرمال‌سازی یا میانگین‌گیری منحنی‌های فشار موئینه استفاده گردید، زیرا اشباع آب به‌طرف بالای مخزن تا رسیدن به اشباع آب کاهش نیافتنی در جریان تولید ادامه پیدا می‌کند. از تابع J برای تبدیل همه داده‌های فشار موئینگی یک واحد جریان هیدرولیکی، به یک منحنی کلی استفاده شد. درنهایت برای ایجاد مدل اشباع-ارتفاع، جهت تعیین ضرایب تابع در داده‌های گروه‌بندی‌شده J-Sw با استفاده از تابع نمایی پیشرفته بر روی داده‌های فشار موئینه هر واحد برازش شد. سپس توسط تابع اشباع-ارتفاع حاصل از تابع لورت، اشباع آب چاه‌ها محاسبه گردید. همچنین از شبکه عصبی پس‌انتشارخطا با الگوریتم Levenberg-Marquardtو تعداد 14 نورون در لایه مخفی نیز برای مدل‌سازی اشباع آب استفاده شد که در مقایسه با داده‌های مغزه، نتایج قابل قبولی به‌دست داد.

در این پژوهش، با استفاده از داده‌های چاه‌نگاری یکی از میادین نفتی جنوب ایران و به کمک نرم‌افزار ژئولاگ، پارامترهای پتروفیزیکی سازند عرب (معادل سازند سورمه) به روش احتمالی مورد بررسی و ارزیابی قرارگرفت. سازند عرب، در منطقه مورد مطالعه به 7زون تقسیم گردید. لیتولوژی غالب سازند عرب بصورت دولومیت، کلسیت و انیدریت همراه با کمی شیل تشخیص داده شد. دولومیت به‌صورت کانی غالب و کلسیت درصد پائینی را دارد. مقایسه نتایج دو روش مولتی مین و پتروگرافی همخوانی بسیار خوبی را نشان می¬دهند. مقادیر تخمینی حجم دولومیت بدون لحاظ و با لحاظ کردن داده پتروگرافی کربنات درهمه زون‌ها یکسان نیست. توزیع کانی براساس نسبت دو روش بدون لحاظ و با لحاظ کردن داده پتروگرافی درهمه زون‌ها، هم‌خوانی مثبت با ضریب تطابق بالای دارد. ولی مقادیر تخمین زده شده حجم کلسیت در نمودار بدون لحاظ کردن و با لحاظ کردن داده پتروگرافی کربنات درهمه زون‌ها دارای تطابق خطی مثبتی نبوده و نسبت به روش پتروگرافی تطابق بسیار ضعیفی با داده لاگ دارد. توزیع انیدریت یکنواخت نبوده و در بخش‌های عمیق‌تر بر میزان آن فزوده می‌شود. روش پتروگرافی کربنات نسبت به روش پتروگرافی تطابق بسیار ضعیفی نسبت به داده لاگ دارد.
مقایسه نتایج لیتولوژی روش‌های مورد استفاده نشان داد که روش لحاظ کردن داده پتروگرافی کربنات قدرت تفکیک بالاتری نسبت به روش مولتی مین در نمایش آهک و تشخیص لیتولوژی دارد. بصورت کلی بر اساس تحلیل ویژگی‌های پتروفیزیکی چاه مورد مطالعه و نیز در مقایسه با روش عدم قطعیت آشکار می‌شود که کیفیت مخزنی خوبی در اکثر اعماق وجود دارد.
مدل پایه‌ای پتروفیزیکی با استفاده از اطلاعات حاصل از داده‌های پتروگرافی، پتروگرافی کربنات و نگار تصحیح شده در نرم‌افزار ژئولاگ بارگیری و نتایج حاصل با سایر داده‌های مخزن نظیر داده‌های آنالیز مغزه و تست‌های درون چاهی مقایسه گردید تا میزان بهبود ارزیابی پتروفیزیکی مشخص شود. تغییرات میزان تخلخل بدون لحاظ کردن و با لحاظ کردن داده پتروگرافی (لاگ) و پتروگرافی کربنات نسبت به داده مغزه، بترتیب ضریب تطابق 69/0، 71/0 و 91/0 بدست آمد که نشان داد داده‌های پتروگرافی کربنات نسبت به سایر داده¬ها نتایج مطلوبتری دارد. بررسی میزان اشباع‌آب با این روشها نتایج مشابهی بهمراه داشت هرچند در مقایسه با روش پتروگرافی، پراکندگی بیشتری دارد.براساس نتایج حاصل، زون‌های عرب 1 و 3 به دلیل داشتن کیفیت مخزنی بهتر و اشباع آب کمتر می‌توانند به عنوان زون‌های مخزنی در نظر گرفته شود.

 

میدان نفتی شادگان در جنوب غربی فروافتادگی دزفول قرار دارد. این میدان از نظر ساختار زمین شناسی یک تاقدیس متقارن با ابعادی به طول 5/23 کیلومتر و عرض 5/6 کیلومتر در افق سازند آسماری و هم سو با روند ساختمانی دیگر میادین حوضه¬ی نفتی زاگرس می¬باشد. هدف از مطالعه کنونی، بررسی شکستگیهای مخرن با استفاده ازنمودارهای تصویرگرومیزان گل گمشدگی و مدل سازی سه بعدی مخزن آسماری با استفاده از نرم افزار RMS است. این نرم افزار با بهره¬گیری از روش¬ها و توابع پیشرفته ریاضی و آمار، دید سه¬بعدی از تمام جنبه¬های مخزن نظیر، زمین شناسی، ساختمان مخزن، دینامیک سیالات، و طراحی چاه¬ها ارائه می¬دهد. در این پروژه پس از زون¬بندی مخزن بعنوان یکی از ارکان مطالعات مخزن، انواع لایه¬های مخزنی اعم از بهره¬¬ده و آبده، تعیین گردید. سازند آسماری به ۱۳ زون و زیرزون تقسیم بندی¬گردید که از این میان، زون¬های 1 و 2 و 5 و 6 مخزنی می¬باشند. در مدل سازی مخزن ،مدل ساختمانی و پتروفیزیکی تهیه شد. به منظورمطالعه غیرمستقیم شکستگیهای مخزن نمودارهای تصویرگرچاههای 15،14،13ونیزاطلاعات گل گمشدگی همه24چاه موردبررسی قرارگرفت.عمده شکستگیهادرزونهای مخزنی دارای امتدادENE-WSW بوده که اغلب باز،طولی ومورب بوده¬وامتدادی موازی ومورب بالایه بندی دارند.میزان گل گمشدگی در یال شمالی به خصوص درنواحی مرکزی بیشترازیال جنوبی می¬باشدکه مبین فراوانی شکستگیهای بازوامکان تولیدبالاتر دراین یال¬می¬باشد.سازندآسماری دارای دومخزن فوقانی¬وتحتانی بوده که وجوددونوع¬نفت باخواص متفاوت مبین عدم ارتباط بین آنهاوانتقال ناپذیر گسلهای میدان می باشد.مخزن ازنوع زیراشباع بوده وفاقدکلاهک گازی اولیه میباشد.میزان تخلخل واشباع شدگی آب باافزایش عمق زیاد میشود.مکانیزم رانش فعال مخزن،مکانیزم رانش آبده می باشد.جهت محاسبه میزان نفت در جای مخزن، داده¬های مربوط به سیال مخزن و داده¬های سازند مخزنی، داده های ورودی¬ نرم افزار را تشکیل دادند. ساختن این مدل با استفاده از حد آستانه در نظر گرفته شده جهت پارامتر¬های مختلف از جمله تخلخل، اشباع آب صورت گرفت. تعیین سطوح لایه بندی و شکستگیها، تعیین نقش گسل¬ها و تعیین حجم نفت مخزن از نتایج مهم این مطالعه بشمار می رود.

مطالعه کنونی بمنظور افزایش کیفیت ارزیابی پتروفیزیکی با لحاظ کردن داده های XRD در مخزن (یکی از چاههای حفر شده در سازند عرب در خلیج فارس) انجام شده است. در این مطالعه پارامترهای لیتولوژی، تخلخل، اشباع آب با استفاده از روشهای مولتی مین و XRD مورد بررسی قرار گرفته است. با استفاده از نمودار متقاطع نوترون – چگالی لیتولوژی غالب چاه مورد مطالعه دولومیتی تشخیص داده شده است. بر اساس کراس پلات توریم-پتاسیم، کانی ایلیت وجود ندارد. این موضوع توسط داده‌های XRD نیز تایید گردید. میزان تخلخل در زون‌های مورد مطالعه باستثنای زون 1 در نمودارهای نسبت Multimin وXRD دارای تطابق خوبی است. مقایسه نمودارهای هیستوگرام فراوانی تخلخل بدون لحاظ کردن و با لحاظ کردن داده‌هایXRD تفاوت‌هایی را آشکار می‌نماید. در صورت عدم لحاظ کردن، دامنه تغییرات کمتر می‌باشد. میزان اشباع‌آب در همه زون‌ها دارای دامنه تغییرات بالایی است. هرچند میزان فراوانی اشباع مفید باستثنای زون 1، در زون‌های 3، 4 و 5 به روش XRD مقادیر بیشتری نسبت به مولتی مین نشان می‌دهد.مقایسه پارامترهای آماری فاکتورهای تخلخل و اشباع آب با لحاظ کردن و بدون لحاظ کردن داده‌های XRD نشانه همبستگی و همخوانی تغییرات است. همچنین این تغییرات متناسب با تغییرات مغزه بوده، مقادیر حاصل از روش لحاظ کردن داده‌های XRDبه مقادیر حاصل از آنالیز مغزه نزدیکتر است.
پراکندگی انیدریت به روش XRD بطور نسبی کمتر از 30% وزنی بوده و پراکندگی آن در زون‌های عمیقتر بیشتر است. مقایسه فراوانی انیدریت براساس روشهای مختلف نشاندهنده تطابق بالا بوده ولی پراکندگی آن در همه زون‌ها یکنواخت نیست.
پراکندگی دولومیت در چاه مورد مطالعه با استفاده از روشXRD بالاتر از 40 درصد وزنی (باستثنای مواردی از بخش‌های عمیق) است. مقایسه پراکندگی دولومیت نیز در دو روش نشانه تطابق نسبتاً خوب است.
بررسی ستون‌های لیتولوژی بدون لحاظ کردن داده‌های XRDو نیز عدم قطعیت نشان داد که این سازند در اکثر اعماق از کیفیت خوبی برخوردار است.با مقایسه نتایج لیتولوژی دو روش مورد استفاده، آشکار گردید که قدرت تفکیک با لحاظ کردن داده‌های XRDبیشتر از روش بدون لحاظ کردن داده‌هایXRD می‌باشد. نتایج نشان داد که روش XRD در شناسایی میزان حجم شیل بهتر عمل نموده ولی در تفکیک دولومیت و انیدریت فاقد عمل‌کرد مناسب می باشد.
 

اختصاصات هیدروشیمیایی موجود در یک حوضه نفتی نقش مهمی در تولید نفت دارد. آب سازندی می تواند در کلیه فرآیندهای تولید، مهاجرت اولیه، تجمع، جابجائی نفت در مهاجرت ثانویه و در نهایت تجزیه و تخریب نفت موثر و نقش داشته باشد. مطالعه کنونی به بررسی وضعیت آب سازندی مخازن آسماری و بنگستان میدان نفتی اهواز می پردازد. بر اساس داده های موجود، در این ناحیه بطور نسبی با افزایش عمق و یا افزایش میزان لایه های نفوذپذیر (لایه های دولومیتی شکسته شده و یا ماسه سنگی) میزان درصد آب سازندی نیز افزایش حاصل می نماید. در بررسی نمودارهای تغییرات شیمیایی آب سازندی مخزن آسماری و بنگستان با توجه به ضرایب همبستگی بالای عناصر آلکالن، کلسیم با کلر و منیزیم نسبت به سولفات، بی کربنات و کلسیم می تواند ناشی از دخالت منشا متفاوت برای این عناصر باشد. در مخزن بنگستان یونهای آلکالن نسبت به سولفات و بی کربنات، هبستگی خوبی را نیز نشان می دهند. روند تغییرات کلسیم و منیزیم نسبت بیکدیگر متفاوت بوده، در مخزن آسماری با همبستگی منفی و در مخزن بنگستان با همبستگی مثبت است. آبهای سازندی در هر دو مخزن بیشتر از نوع کلرید-کلسیم بوده ولی در مخزن بنگستان با توجه به همبستگی بیشتر کلسیم و سولفات، سهم بالاتری از اختلاط آبهای بی کربنات و یا سولفات را می توان انتظار داشت.
بررسی تغییرات سالینیته، دما و فشار آب سازندی دو مخزن نشان داد که دانسیته سیال با افزایش سالینیته افزایش و با افزایش دما، کاهش دارد. افزایش فشار نیز موجب افزایش دانسیته می گردد. تغییرات مشاهده شده در آب سازندی در مخزن بنگستان نسبت به مخزن آسماری نامنظم تر است. دانسیته نفت مخزن آسماری نیز با افزایش دما، کاهش و با افزایش فشار افزایش می یابد. تاثیر این تغییرات در دمای بالا نسبت به دماهای پایین تر با توجه به افزایش شیب خط، افزایش می یابد. تغییرات دانسیته نفت مخزن بنگستان نسبت به نفت مخزن آسماری دارای گستره بیشتری است.
بررسی تغییرات کشش سطحی (IFT) نفت مخزن آسماری نشان داد که دانسیته سیال با افزایش سالینیته افزایش دارد. اما این تاثیر در سالینیته 50000ppm نسبت به سایر مقادیر سالینیته دارای ناهماهنگی است و بطور نسبی با افزایش فشار، افزایش می یابد. نفت مخزن بنگستان نیز روندی مشابه مخزن آسماری را نشان می دهد. با این تفاوت که در دمای 101 درجه و سالینیته 100000ppm و دمای 25 درجه و سالینیته 130000 ppm، این تغییرات واضحتر است. کشش سطحی در سالینیته بالا و دمای کم (کمتر از 100درجه) تقریباً با افزایش فشار فاقد تغییرات نسبی و یا حداقل تغییرات است. بمنظور جلوگیری از هدر رفت ذخیره آبی کشور و مسایل زیست محیطی، تزریق مجدد آب تولیدی و یا تصفیه جهت استفاده صنعتی پیشنهاد می گردد.
 

نیمرخ لرزه ای قائمVSP) ) روش با ارزشی در اکتشاف نفت و گاز محسوب می شود. از این روش برای تخمین خواص سنگ ها در چاه استفاده می شود. در عملیات لرزه ای، با ارسال امواج الاستیک به درون زمین، بخشی از انر‍‍‍ژی امواج، پس از عبور از لایه های زمین بازتاب و توسط گیرنده ها در روی زمین دریافت می شود. امواج دریافت شده پس از پردازش، وضعیت زیرزمین را مشخص می کنند. این داده های لرزه ای نقش مهمی در اکتشاف نفت وگاز دارند. فاکتور کیفیت بعنوان یکی از محوری ترین اهداف این تحقیق از مهمترین شناساگر لرزه ای در نتایج اطلاعات VSP است. در مطالعه کنونی از این روش برای پتانسیل یابی هیدروکربور در سازند کنگان میدان پارس جنوبی بر اساس داده های حاصل از یک حلقه چاه استفاده شده است.
نسبت Vp/Vs در لایه های متخلخل بطور نسبتا" فاحشی افزایش می یابد. با استفاده از نمودار مقاومتی در لایه های متخلخل می توان به نوع سیال پی برد، بطوریکه مقدار کم نشانه آب و آب شور و مقادیر بالا نشانه گاز و یا نفت است. در میدان مورد مطالعه، مشاهده می شود که در برخی نقاط عمقی، رویه تغییرات با هم همخوانی ندارند.
این نقاط، پتانسیل ذخیره شدن مواد هیدروکربوری را نشان می دهد.
با توجه به نمودار های VpوVs و نمودار زمین شناسی، مشاهده گردید که در عمق 2900 متر و 3100 متر میزان
Vp/Vs زیاد می شود، که در همین عمق، نمودار های پتروفیزیکی و تفسیر آنها، تائید کننده حضور هیدروکربن است. لذا در جاهایی که نمودار پتروفیزیک، وجود ندارد می توان با استفاده از داده های VSP ، Vp/Vs و Q-factor، به محل های ذخیره شدن هیدروکربوری، دست پیدا کرد.
 

  میدان نفتی قلعه‌نار در ناحیه فروافتادگی دزفول و در مجاورت میادین بالارود و گلمحک واقع شده است. هدف اصلی این پژوهش، تعیین گروه‌های سنگی در مخزن آسماری میدان نفتی قلعه‌نار و مطالعه کیفیت مخزنی آن می‌باشد. درابتدا با استفاده از داده¬های تخلخل و تراوایی موجود و روش¬ شاخص منطقه¬ای جریان، واحدهای جریانی مشخص شده و سپس مدل اولیه الکتروفاسیس‌های مخزن با سه روشSOM ،MRGC و DYNAMIC تعیین گردید. با مقایسه و تطابق روش¬های مختلف با واحدهای جریانی، روش خوشه¬سازی SOM که یک شبکه عصبی رقابتی خودسازمان‌دهنده و از نوع بدون ناظر است، به عنوان روش برتر انتخاب گردید. در این مطالعه با استفاده از لاگ¬های DT، PHIE، NPHI، RHOB و CGR در چهار حلقه چاه‌ از مخزن آسماری، 6 رخساره اولیه تعیین شد که بر اساس کیفیت مخزنی، مرتب و شماره‌گذاری گردید. جهت ارزیابی رخساره¬های الکتریکی تعیین شده، از داده¬های فشار موئینه برای بررسی ویژگی¬های شعاع گلوگاه¬های تخلخل و ارتباط آن‌ها در هر رخساره استفاده شد. در نهایت برای صحت‌سنجی پژوهش انجام گرفته و ارتباط دادن فابریک سنگ¬های کربناته با توزیع اندازه فضاهای خالی و خصوصیات پتروفیزیکی رخساره¬های الکتریکی، مطالعات پتروگرافی نیز صورت پذیرفت. از آن‌جا که داده¬های فشار موئینه و پتروگرافی الکتروفاسیس‌های تعیین شده را تایید نمودند، مدل نهایی به تمام چاه¬های میدان تعمیم داده شد.
بررسی ویژگی¬های مخزنی در گونه¬های سنگی نشان داد که کیفیت مخزنی از گونه¬های ¬سنگی شماره 1 به سمت شماره 6 بهبود می¬یابد. فابریک و تخلخل از پکستون سیمانی¬شده با تخلخل بین دانه¬ای به وکستون تا پکستون با تخلخل¬های بین¬دانه¬ای و حفره¬ای ریز تغییر می¬کند و مطالعات پتروگرافی نیز آن‌را تایید می¬نماید.

چکیده

در این مطالعه پوش سنگ میادین نفتی بینک، سیاه مکان، کیلورکریم و گلخاری در حاشیه فروافتادگی دزفول جنوبی، مورد مطالعه قرار گرفته است. در این پژوهش به بررسی تغییرات سنگ شناسی و ضخامت پوش سنگ در بخش حاشیه¬ای حوضه و تعیین کیفیت فیزیکی آن بعنوان پوش سنگ پرداخته شده است.
در این چهار میدان، همانند سایر میادین نفتی فروافتادگی دزفول، بخش 1 سازند گچساران نقش پوش سنگ مخزن نفتی آسماری را ایفا می کند. در این تحقیق با استفاده از نمودارهای پرتو گاما، صوتی، و نمودارهای ترسیمی سرچاه برای 33 حلقه چاه و بررسی میکروسکوپی 250 مقطع نازک به مطالعه پوش سنگ پرداخته شده است. مطالعات پتروفیزیکی و پتروگرافی بیانگر وجود 6 طبقه کلیدی در چهار میدان یاد شده می باشد که دارای تفاوتهای جزئی با یکدیگر هستند. فرایندهای دیاژنتیکی شامل انیدریتی شدن، دولومیتی شدن و فشردگی بوده و از بافتهای غالب در انیدریتها می توان بافت جریانی، نودولی، ضربدری، اسفرولیتی و کشیده را ذکر نمود. مجموعه شواهد پتروگرافی بیانگر رسوبگذاری پوش سنگ در محدوده ای از حاشیه ساحل و تالاب تا حداکثر محیط سبخایی می باشد. با توجه به نمودارهای انطباق چینه¬ای و نقشه های هم¬ضخامت ظاهری در بخشهای مختلف این چهار میدان می توان بیان کرد که ضخامت پوش سنگ در میادین گلخاری و بینک از شرق به طرف غرب دچار کاهش و در میادین سیاه مکان و کیلورکریم از جنوب به طرف شمال دچار افزایش شده است.
 

با توجه به اتمام دوران استحصال آسان نفت، بررسی هرچه دقیق مخازن نفت از نظر خواص ژئوشیمیایی و ارزیابی فاکتورهای موثر بر این خواص حائز اهمیت بسیاری می¬باشند. امروزه خصوصیات ژئوشیمیایی نفت نقش تعیین کننده¬¬ای را در اکتشاف، استخراج، توسعه میدان و حفر چاه¬های جدید ایفا می¬کنند. اهداف این مطالعه شامل بررسی تغییرات خواص ژئوشیمیایی و مقایسه نفت میادین اهواز و منصوری، ترکیب و تلفیق شدگی نفت با سنگ منشاء، عوامل موثر بر ترکیب آنها، و تعیین میزان بلوغ نفت در چاه¬های مختلف می¬باشد.
از مخزن بنگستان میدان اهواز، تعداد چهار نمونه نفت خام از چاه‌های49، 368، 375 و375 و از میدان منصوری، تعداد شش نمونه نفت، از چاه¬های 45، 23، 19، 40، 77 و 33 برداشت گردیده است. در این مطالعه آزمایشات SARA test و کروماتوگرافی طیف سنجی جرمی بر روی نمونه¬های بالا انجام شده است. نتایج بدست آمده از بررسی درصد برشهای نفتی، نشان دهنده درصد بالای برش اشباع در آنها می¬باشد که نشانگر نفتهای پارافینی می¬باشند. درصد بالای هیدروکربن¬های اشباع به آروماتیکی به احتمال زیاد به واسطه مسیر مهاجرت طولانی آنها و نیز می¬توانند نشان¬دهنده بلوغ نسبتاً بالا در آنها باشد. نفت¬های خام مورد مطالعه با داشتن مقادیر بالایی از نسبت ترپانهای سه¬حلقه¬ای C22/C21 و مقادیر پایین از نسبت C24/C23 ، و نسبت پائین ترپان¬های سه‌حلقه‌ای C26/C25 در برابر مقادیر بالای C31R/C30Hopane برای نفت¬های خام مورد مطالعه، موید منشاءای کربناته ـ مارنی می‌باشد. نمودار نسبت C25/C26 در برابر نسبت C25/C24 tet. و موقعیت نمونه¬ها، محیط دریایی را برای تشکیل سنگ¬منشاء نفت مخزن بنگستان نشان می¬دهند.
نمودار تغییرات نسبت C32-22S/(22S+22R) در برابر C29-20S/(20S+20R) بلوغ متوسط تا بالا را برای نمونه¬ها نشان می-دهد.نمودار نسبت MPI-1 در برابر MPI-2 جهت بررسی بلوغ نفت¬های مورد مطالعه بلوغ بیشتری را برای نمونه¬های نفتی میدان اهواز نشان می¬دهد. نسبت استران C28/C29 در نمونه های نفت مخزن بنگستان میدان نفتی اهواز و منصوری 9/0 تا 1 بوده که مبین زمان زمین¬شناسی ابتدای کرتاسه درارتباط باشد.داده¬های بیومارکری نفت¬های مطالعه شده انطباق خوبی با سازند¬های کژدمی و گدوان نشان می¬دهند و احتمالا سنگ منشاء این نفت¬ها می¬باشند. افزایش بلوغ بیشتر نفت مخزن بنگستان به سمت بخش شرقی میدان اهواز بیانگر وجود جریان حرارتی بیشتر در این بخش از میدان است. این موضوع می¬تواند بوسیله سیستم شکستگی انتقال آسانتر حرارت تسهیل گردد. با توجه به نسبت¬هایC22/C21 ،C24/C23، C26/C25، C31R/C30، C35R/C34R و C29/C30 مرز جدایش ترکیبی نمونه نفت¬ها در مرکز (در محل چاه 220) میدان اهواز قرار دارد.
 

بررسی تاثیر گل حفاری بر فرایند عدم انتقال خرده به سطح در جریان حفاری در سازند گچساران از موضوعات با اهمیت در صنعت نفت محسوب می شود. برای این منظور، خواص سیالات حفاری بخشهای مختلف حفاری شده در 52 حلقه چاه بررسی و همچنین خواص سیالات حفاری در یک چاه در حال حفاری (چاه شماره 57) نسبت به سیال تانک ذخیره و نیز نسبت به نمونه های خرده حفاری در میدان نفتی کوپال مورد بررسی قرار گرفت.
مقایسه خواص رئولوژیکی سیال حفاری سازند گچساران نشان داد که خاصیت ژل اولیه، و pH تقریبا حالت ثابتی دارد. میزان pHدر گستره 3/9 تا 11 می تواند در ناپایداری خرده نقش داشته باشد. میزان بالای کلسیم (آهک) در چاههای مشکل دار (1500-7000) نسبت به چاههای بدون مشکل (1500-5000 ) یکی از عوامل ناپایداری و پخش شدن رس موجود در مارنها است.
میزان ویسکوزیته، خاصیت ژلی و واروی در چاههای دارای پدیده عدم خرده گیری همراه با تغییراتی است و میزان واروی و انتقال خرده با یکدیگر متناسب هستند. آنالیز شیمیایی نمونه ها، اختلاف ترکیبی آنها را با فاز سیال حفاری نشان می دهد. حضور کانیهای رسی متورم شونده در لایه های مارنی نیز در فرایند وارفتن و پخش شدن نمونه ها موثر است.
مقایسه ترکیب شیمیایی سیالات حفاری در مقایسه با سیال تانک ذخیره اختلافاتی را نشان می دهد. در مقابل خرده های حفاری دارای SiO2,Al2O3,MgO, و CaO بالاتر ولی BaO% و SO3% کمتری هستند. سیالات حفاری در بخش های مختلف دارای مقدار Cl تقریباً معادل یا بیشتر از میزان کلر در نمونه ها (به استثنای 16 و 17) است. این تفاوتها چشمگیر نبوده و می تواند باعث شود بخش دارای نمک انحلال یافته و در نتیجه ناپایداری خرده ها را سبب شود. سیالات نسبت به سیال تانک ذخیره بسته به عمق حفاری، مقدار Pb متفاوتی دارند. مقایسه عناصر کمیاب در سیالات حفاری وضعیت یکسانی را نشان می دهد. ولی نمونه های سازند گچساران در مقایسه با سیال تانک ذخیره، تفاوتهایی را از نظر عناصر کمیاب مانند As، Zn و.. نشان می دهد.
با توجه به اطلاعات برداشت شده از گزارشهای روزانه و گرافیک لاگ وگزارشهای زمین شناسی (برای تعیین لیتولوژی) و بررسی گل حفاری بکار رفته شده از نظر تغییر وزن گل درشرایط مختلف و لایه های مختلف سازند گچساران و افقهای فاقد نمونه، آشکار گردید که این فرایند بیشتر در بخشهای 5 و 6 و در لایه های مارنی و نمکی رخ می دهد. مشکلات فنی و تکنیکی حفاری؛ ترکیب گل حفاری تانک ذخیره و ویژگیهای لیتولوژیکی و مشارکت کانیهای رسی و نمک در میان لایه های مارنی در خداد این موضوع موثر هستند. بنابراین، بطورکلی تغییر خواص رئولوژی سیال حفاری نقش برجسته ای در پدیده عدم انتقال خرده حفاری به سطح بوده و در این راستا تفاوتهای ترکیبی سازند گچساران و سیال حفاری، نیز موجب تسهیل آن می شود.

میدان گازی فوق عظیم پارس جنوبی، بزرگ¬ترین میدان گازی خاورمیانه است که به صورت مشترک بین ایران و قطر و در خلیج فارس قرار دارد. اهمیت مطالعه این میدان به لحاظ مشترک بودن، دو چندان است. شعاع گلوگاه تخلخل، تراوایی و تخلخل از پارامترهای بسیار مهم می¬باشند که تعیین دقیق آن¬ها در میادین نفتی، از اهمیت ویژه¬ای در بهره¬برداری و توسعه این میادین برخوردار است. در این مطالعه روند تغییرات این پارامترها در میدان پارس جنوبی مورد توجه قرار گرفت. به دلیل در دسترس نبودن داده¬های تخلخل و تراوایی در کل طول چاه، این پارامترها با استفاده از شبکه عصبی مصنوعی، با دقت بالایی تخمین زده شد. به طوری که R2 حاصل از رگرسیون داده¬های حاصل از شبکه عصبی با داده¬های مغزه، برای تخلخل بیش از 8/0 و برای تراوایی بیش از 7/0 است. برای تعیین مقدار شعاع گلوگاه تخلخل، از روابط تجربی وینلند و پیتمن استفاده شد. سپس روند تغییرات این پارامترهای پتروفیزیکی در گستره میدان با استفاده از روش¬های زمین¬آماری و به کمک نرم¬افزار PETREL مدل¬سازی شد. با توجه به مدل ساختمانی، میدان پارس جنوبی یک چین ملایم است که شیب دامنه شرقی آن بیشتر از دامنه غربی است. در بررسی¬های انجام گرفته از مقاطع طولی و عرضی میدان مشخص شد که این میدان احتمالاً فاقد گسل مهم است و شاید بتوان با استفاده از مطالعات ژئوفیزیکی در مورد وجود گسل در میدان اظهار نظر کرد. مدل¬سازی خواص پتروفیزیکی با استفاده از روش شبیه¬سازی گوسی پی¬در¬پی (SGS) انجام گرفت. با توجه به مدل¬ حاصل از تخلخل و تراوایی، مشخص شد که در این میدان هیچ ارتباط منطقی بین پراکندگی تخلخل با تراوایی وجود ندارد و این می¬تواند به علت کربناته بودن لیتولوژی مخزن کنگان باشد. با توجه به مدل تراوایی مشخص شد که روند افزایش تراوایی در این میدان از سمت غرب به شرق میدان پیروی می¬کند که منطبق بر افزایش شیب میدان به سمت شرق است. از طرفی، بررسی مدل¬های حاصل از شعاع گلوگاه تخلخل ارتباط نزدیک بین جهت تغییرات شعاع گلوگاه و تراوایی و نیز نقشه¬های هم¬شیبی را نشان می-دهد. همچنین بررسی نگارهای تخمینی تخلخل و تراوایی حاصل از شبکه عصبی و نیز نگار شعاع گلوگاه بدست آمده از روابط وینلند و پیتمن، نشان از ارتباط نزدیک روند تغییرات تراوایی با شعاع گلوگاه و عدم ارتباط خاص در روند تراوایی و شعاع گلوگاه با روند تغییرات تخلخل را نشان می¬دهد. براساس نتایج حاصل از بررسی پتروفیزیکی، به طور کلی زون مخزنیKG4 بهترین کیفیت مخزنی و همچنین زون KG1 ضعیف¬ترین شرایط مخزنی را نشان می¬دهند.

در این مطالعه سعی بر این بوده است که بخش هفت سازند گچساران در قسمت غربی میدان اهواز از جهات مختلف مورد ارزیابی قرارگیرد. گچساران مطالعه ویژگیهای سازند گچساران از دیدگاه سیستم های نفتی و کاهش ریسک حفاری از اهمیت ویژه¬ای برخوردار می¬باشد. سازند گچساران دارای ابعاد وسیع و به همان نسبت تغییرات رخساره¬ای ناحیه¬ای زیاد می¬باشد و به هفت بخش تقسیم می¬شود. بخش 7 سازند گچساران جداکننده دو بخش کم¬فشار (در بالا) و پرفشار (در پایین) است. بنابراین عدم تشخیص نقطه¬ مناسب جهت نصب لوله¬های جداری و تغییر نوع گل حفاری در این بخش سازند ممکن است مشکلات حفاری را ایجاد کند. از 100 مقطع نازک تهیه شده از خرده¬های حفاری افق¬های مختلف بخش هفت این سازند برای بررسی خصوصیات سنگ‌شناسی، و از نمودارهای پرتو گاما، صوتی و نمودارهای ترسیمی سرچاه جهت تهیه چارت¬های تطابق چینه¬ای استفاده شد.آنالیز شیمیایی 10 نمونه انتخابی به روش XRF و مدل سازی سه بعدی این بخش نیز با استفاده از نرم افزار RMS انجام گردید.
با توجه به مطالعات پتروگرافیکی صورت گرفته روشن گردید که این بخش بیشتر از رسوبات تبخیری (عمدتاً انیدریت) همراه با مقداری رسوبات غیرتبخیری (مارن و آهک) تشکیل شده است. مطالعه¬ دقیق این مقاطع نشان می¬دهد که انیدریت فراوان¬ترین تشکیل دهنده ¬این بخش است. همچنین تنوع بافتی گسترده¬ای در انیدریت¬ها مشاهده شد. برخی از این بافت¬ها در هنگام رسوب¬گذاری تشکیل می¬شوند که عبارتنداز: ندولی، قفس مرغی، پهن و اسفرولیتی، جریانی، پورفیروبلاستی و برخی دیگر حاصل فرایندهای دیاژنتیکی شامل انیدریتی¬زاسیون و رشد نودولی، تبلور مجدد، انحلال، پرشدگی حفرات، تراکم، میکریتی شدن و پیریتی شدن هستند. پس از انیدریت، فراوان¬ترین تشکیل¬دهنده¬ بخش هفت گچساران به ترتیب مارن و آهک می¬باشد.
آنالیز XRF نمونه های مورد مطالعه نشان می دهد که اکسیدهای CaO، SO3 و SiO2بیشترین اجزاء تشکیل دهنده لیتولوژی بخش 7 سازند گچساران هستند. در نتیجه این اکسیدها، لیتولوژی های غالبی چون انیدریت و مارن (غالباً با ترکیب رس) تشکیل می دهند..
نتایج حاصل از مدلسازی نشان داد که بخش هفت، در بخش شمال غربی بیش‌ترین ضخامت را دارد. زون 1 بالاترین ضخامت و زون 4 کم‌ترین ضخامت را دارد. براساس نقشه های هم‌شیب در یال شمال غربی بیشترین شیب مشاهده شده که موید افزایش شیب جنوب شرقی به سمت شمال غربی میدان است.براساس تغییرات سنگ شناسی و شیمیایی می¬توان وجود شرائط آب و هوای خشک را در زمان رسوب قاعده بخش 7 پیشنهاد نمود.
 

تعیین تراوایی در مخازن هیدروکربنی را می‌توان جزو اجزای جداناپذیر شبیه‌سازی مخزن، تسهیل برداشت نفت، عملیات تکمیل چاه و به‌طورکلی استراتژی‌های اکتشافی و بهره‌برداری دانست. علیرغم اهمیت حیاتی آن، تراوایی یکی از سخت‌ترین و بحث‌برانگیزترین ویژگی‌های پتروفیزیکی است که باید با دقت بالایی محاسبه شود. اخیراً روش‌های مختلف هوش مصنوعی به‌منظور پیش‌بینی این پارامتر اساسی با استفاده از داده‌های چاه پیمایی به‌کاربرده شده‌اند. بااین‌حال پیش‌بینی ویژگی‌های مخازن ناهمگن همواره با دشوارهای بسیاری همراه بوده است و به‌سختی پاسخ مناسبی به‌دست‌آمده است. در این مطالعه تلاش شده است تا میزان تراوایی با استفاده از الگوریتم کلونی مورچه و الگوریتم ژنتیک در مخزن کربناته کنگان و دالان در میدان پارس جنوبی تخمین زده شود. نتایج تخمین تراوایی نشان می دهد که در این امر الگوریتم کلونی مورچه نسبتاً بهتر از الگوریتم ژنتیک عمل کرده است. عملکرد این روش‌ها به‌وسیله‌ی مقایسه نتایج با نتایج حاصل از دو روش پرکاربرد شبکه عصبی مصنوعی و سیستم استنتاج فازی-عصبی بررسی شد. علاوه بر آن یک روش نوین با استفاده از ترکیب روشهای بهینه‌سازی تصادفی و سیستم استنتاج فازی به‌منظور پیش‌بینی تراوایی ارائه شد. مدل پیشنهادی که سیستم فازی-کلونی مورچگان نامیده می‌شود بر پایه‌ی ترکیب اسنتاج فازی و الگوریتم بهینه‌سازی کلونی مورچه بناشده است. در این مطالعه داده‌های مربوط به نگارهای چاه پیمایی و مغزه های حفاری از دو چاه میدان پارس جنوبی به ‌منظور تخمین تراوایی بکارگرفته شد. داده های چاه SP-A به‌منظور ساخت مدل و چاه SP-B برای بررسی توانایی مدل‌های هوشمند استفاده شد. مقایسه‌ی نمودارهای مربوط به نگارهای مختلف چاه پیمایی با تراوایی حاصل از مغزه در چاه آموزشی نشان داد که NPHI، DT و GR نسبت به سایر نگارهای چاه پیمایی تطابق بهتری با تراوایی دارد، بنابراین این نگارها به‌عنوان ورودی‌های مدل‌های هوشمند استفاده شدند. نتایج تجربی نشان داد که مدل فازی-کلونی مورچگان نسبت به سایر روشها بهتر عمل کرده و می‌تواند به‌عنوان یک روش قدرتمند برای تخمین تراوایی بویژه در حالت نیاز به پیش بینی با دقت بالا استفاده شود. علاوه بر آن نتایج حاصل از این مطالعه نشان داد که این مدل می‌تواند به‌عنوان ابزاری موثر برای پیش‌بینی سایر ویژگی‌های مخزنی ازجمله سرعت موج‌برشی، تخلخل و مقدار کل کربن آلی نیز استفاده شود.

 ویژگی¬ها و تغییرات پوش¬سنگ در یک سیستم نفتی از اهمیت خاصی در صنعت نفت برخوردار است و ارزیابی توالی این بخش و برآورد ضخامت و عمق آن جهت پیش¬بینی عمق احتمالی ورود به مخزن، عملیات جداره¬گذاری و جلوگیری از هرزروی یا فوران گل حفاری ضروری است. در این مطالعه پوش¬سنگ میادین میلاتون، رودک، چهاربیشه و چلینگر که در حاشیه فروافتادگی دزفول قرار گرفته¬اند مورد بررسی قرار گرفت. در این میدان¬ها همانند سایر میادین فروافتادگی دزفول، بخش یک سازند گچساران به عنوان پوش-سنگ مخزن آسماری محسوب می¬شود. مطالعه مقاطع میکروسکوپی و نمودارهای چاه¬پیمایی 11 حلقه چاه نشان می¬دهد پوش¬سنگ این میادین از انیدریت و مارن تشکیل شده و یک لایه آهک دولومیتی و یک لایه شیل بیتومینه نیز قابل مشاهده است. سنگ¬شناسی مذکور تنوع بافتی گسترده¬ای را نشان می¬دهد که ممکن است در حین رسوب¬گذاری و یا از فرآیند¬های دیاژنزی ناشی شده باشند. تغییرات بافتی در انیدریت¬ها از نظر آنالیز شرایط محیط رسوب¬گذاری و دیاژنزی با اهمیت می¬باشد و بافت¬های موزائیکی، پهن، اسفرولیتی، جریانی و پورفیروبلاستی از سایر بافت¬ها متداول¬تر است.
مهم¬ترین فرآیندهای دیاژنزی رسوبات سولفاته این میادین عبارتند از: انیدریتیزاسیون، سیمانی¬شدن، تراکم، تبلور دوباره، جانشینی و دولومیتی شدن. مجموعه شواهد پتروگرافی نشانگر رسوب¬گذاری پوش¬سنگ این میادین، در یک سیستم سبخایی- لاگونی است.
پوش¬سنگ این میادین در دسته پوش¬سنگ¬های حاشیه¬ای و دارای سکانس رسوبی ناقص رده¬بندی می-شود و براساس نتایج نمودارهای چاه¬پیمایی دارای 3 لایه راهنمای A، B و Cاست. مقایسه ستون¬های چینه-شناسی رسم شده نشان می¬دهد که ضخامت پوش¬سنگ در این میادین از شمال غرب به جنوب شرق کاهش می¬یابد. با استفاده از مطالعات پتروگرافی و موقعیت لایه¬های راهنما، بهترین نقطه جداره¬گذاری در این میادین، در اولین انیدریت واقع در زیر لایه راهنمایC تشخیص داده شد.

 lk

<p>عملکرد اجرایی تولید در یک مخزن هتروژنز، بدون محاسبه&not;یپارامترهای دقیق آن نمی&not;تواند به طور واقعی <br /> پیش&not;بینی شود. یکی از این پارامترها تراوایی می&not;باشد که از مهمترین خصوصیات سازندهای حاوی هیدروکربن و در ضمن از مشکل&not;ترین خواص سنگ برای پیش&not;بینی می&not;باشد. پارامتر دیگر شعاع گلوگاه تخلخل می&not;باشد که نقش بسیار مهمی در تعیین تراوایی، تخلخل، ازدیاد برداشت، توانایی نگهداری ستون هیدروکربوری توسط پوش سنگ و... دارد. در روش&not;های مستقیم بدلیل زمان&not;بر بودن، پرهزینه بودن عملیات تزریق جیوه بر روی نمونه&not;ها، سمّی بودن خود جیوه و نیاز به حضور مغزه روش&not;های مختلفی جهت تخمین این پارامترها ارائه شده است.<br /> &not;تابهامروزصنعتنفتسعیکردهاستتامقادیرصحیحتراواییرااز طریقاندازه&not;گیری&not;هایمستقیمآزمایشگاهیبررویمغزه-هاویاتفسیرآزمایشچاهبدستآورد. البته هردویاینروش&not;هاصحیحبوده،امابرایتوصیفکاملمخزنکافینمی&not;باشند،زیرادرهرمیدان نفتیبهدلیلوقت&not;گیربودنونیزهزینهزیادفقطتعدادمحدودیازچاه&not;هامغزه&not;گیریشدهویا آزمایشچاهفقطبهتعدادمحدوددرهرمیداننفتیتوصیه می&not;شود. یکیازاهدافمطالعات پتروفیزیکیتخمیندقیقوصحیحتراواییدرچاه&not;هاییاستکهاندازه&not;گیریتراواییدرآن&not;هابههر دلیلی (نبودمغزه،وجودشکستگیدرنمونه&not;ها و (... ممکننمی&not;باشد. رسیدنبهاینهدفمشکل است،زیراهیچلاگیکهبتواندمستقیماًتراواییرادریکچاهاندازهبگیرد،توسعهپیدانکردهاست.<br /> بنابراین در روش&not;های غیرمستقیم برای تعیین تراوایی از داده&not;های پتروفیزیکی و لاگ&not;های مختلف استفاده می&not;کنند. بدین ترتیب تراوایی چاه&not;های فاقد مغزه از طریق محاسباتی بدست می&not;آید. دراینمطالعه ترکیبروش&not;هایحاصلازآزمایش-هایتزریقجیوهبا روش&not;های تئوری وینلند و پیتمنومقایسه این روش&not;ها با تکنیکشبکه&not;هایعصبیمصنوعی جهتمحاسبه&not;ی پارامتر تراوایی و شعاع گلوگاه تخلخلدرسنگ&not;هایکربناتهبااستفادهازنتایج ارزیابی پتروفیزیکی مورد بحثقرارگرفت. در محاسبات اولیه نشان دادیم روش&not;های تئوری پیشین نمی&not;توانند شعاع گلوگاه را به خوبی محاسبه کنند؛ لذا با توجه به اینکه شبکه عصبی مصنوعی تکنیک جدیدی است که با الهام از ساختار سیستم عصبی مغز انسان ظرفیت زیادی برای حل و پی بردن به ارتباطات بسیار پیچیده بین متغیرهای مختلف را دارا می&not;باشد و در زمینه محاسبه تراوایی کاربرد زیادی نشان داده است؛بنابراین در این مطالعه با استفاده از دو روش شبکه عصبی LSSVM و MLP قصد داریم بهترین ضریب همبستگی جهت محاسبه دو پارامتر تراوایی و شعاع گلوگاه تخلخل را بیابیم که با استفاده از الگوریتم&not;های طراحی شده در بهترین حالت ضریب همبستگی 99/0 برای تراوایی و 89/0 برای تعیین شعاع گلوگاه تخلخل بدست آمد که بیانگر کارایی بسیار خوب شبکه&not;های عصبی در تعیین این دو پارامتر می&not;باشد.<br /> &nbsp;</p>

 <p>اهمیت و نقش تعیین کننده ی خواص پتروفیزیکی در بررسی مخازن نفت و گاز، ایجاب می کند که از هر گونه اطلاعاتی برای پی بردن به این خواص استفاده نمود. برای ارزیابی دقیق تر کیفیت مخازن هیدروکربوری احتیاج به داده هایی می باشد که به صورت پیوسته بوده و گستره ی مخزن را پوشش داده باشند و داده های لرزه ای سه بعدی از این خصوصیت برخوردار هستند. در این مطالعه به منظور بررسی کیفیت مخزنی (تخمین مکعب تخلخل و اشباع آب) از روش وارون سازی داده های لرزه ای با روش برپایه ی مدل استفاده شد. در وارون سازی لرزه ای با ترکیب سایر اطلاعات مانند اطلاعات زمین شناسی و نگارهای چاه با داده های لرزه ای، سعی می شود اطلاعاتی بدست آید که با استفاده از آنها بتوان تغییرات زمین شناسی، رخساره ای و پتروفیزیکی (از قبیل تخلخل، اشباع شدگی، ، نوع سیال، دانسیته و ...) را بررسی کرد که در این میان امپدانس صوتی یکی از مهمترین این اطلاعات است. در این مطالعه علاوه بر داده های چاه ها، از داده های لرزه ای، مدل های وارون سازی و تخمین سه بعدی تخلخل استخراج شده از اطلاعات لرزه ای با دو روش شبکه ی عصبی (RBF) و روش چندین نشانگر لرزه ای و برای ارزیابی مخزن آسماری میدان مارون استفاده شده است که بیشترین تطابق را با تخلخل موجود در چاه ها داشته است. همچنین در این مطالعه علاوه بر مکعب تخلخل در تمام گستره ی یال شمالی طاقدیس میدان مارون، میزان اشباع آب در یال شمالی طاقدیس این میدان با استفاده از دو روش شبکه ی عصبی (PNN) و چندین نشانگر لرزه ای در مخزن آسماری میدان مارون تخمین زده شد. میدان نفتی مارون یکی از بزرگترین میادین نفتی جنوب غرب ایران می باشد که از نظر موقعیت جغرافیایی جزو میادین دزفول شمالی به حساب می آید. در مدل زمین شناسی مخزنی سازند آسماری میدان مارون، مخزن از چهار لایه ی اصلی تشکیل شده و هر لایه ی اصلی بترتیب دارای یک زیرلایه ی کربناته و یک زیرلایه ی ماسه سنگی میدباشند. زیرلایه های ماسه سنگی لایه های اول و دوم نازک و با کربنات ها به صورت میان لایه ای هستند ولی زیرلایه های ماسه سنگی سوم و چهارم ضخیم بوده و درصد کربنات آنها بسیار کمتر می باشد و می توان آنها را در مکعب های سه بعدی تخلخل تخمین زده شده به خوبی ردیابی کرد. با استفاده از روش وارون سازی لرزه ای به خوبی میتوان بخش های ماسه ای مخزن را ردیابی کرد. نتایج نشان داد که تطابق خوبی بین میزان تخلخل و زون های ماسه ای مخزن آسماری میدان مارون مشاهده می شود. در این مطالعه بهترین زون ها از نظر کیفیت مخزنی در برش های زمانی مختلف در مکعب مقاومت صوتی و در مکعب تخلخل مشخص گردید. در برش های زمانی نحوه تغییرات میزان درصد تخلخل و مقاومت صوتی تعیین شد. برش های زمانی در این مطالعه از یک پنجره ی 5 تا 20 میلی ثانیه ای متفاوت می باشد و در راستای افق آسماری زده شده اند. به دلیل پایین بودن کیفیت داده های لرزه ای اولیه در یال جنوبی، این برش های زمانی فقط در محدوده ی یال شمالی مخزن گرفته شده اند. در مخزن آسماری میدان نفتی مارون زون های مخزنی 2-3 و 2-4 و5، از زون های پیوسته و خوب مخزنی در مخزن آسماری میدان مارون می باشد. در این زون ها کیفیت مخزنی بسیار مناسب (مقاومت صوتی بسیار پایین) بوده است. به طور کلی می توان گفت در مخزن آسماری این میدان مقادیر مقاومت صوتی در ستیغ مخزن بسیار کمتر از یال ها و حاشیه ی مخزن می باشد. این امر می تواند دلیلی بر تراکم شکستگی ها در ستیغ طاقدیس باشد که باعث افزایش تخلخل و کاهش مقاومت صوتی شده است.</p>

ناپایداری چاه، فراخ شدگی، گیر لوله، تخلیه چاه و به شکل جدی در جهت دار در ارتباط با سازندهای شیلی است. پایداری چاه در گلهای حفاری پایه آبی، موضوعی است که با شناخت کانیهای رسی سازنده امکان پذیر است. حضور سازندهای شیلی پابده – گورپی و یا افقهای شیلی در سازند آسماری مشکلاتی را در حفاری ایجاد نموده، و لذا لزوم مطالعه و بررسی این سازندها را با اهمیت می سازد. بررسی تغییرات شیمیایی و کانی های رسی این دو سازند در میدان مارون واقع در حوضه فرو افتادگی هدف اصلی مطالعه کنونی است.
در این مطالعه تعداد 17 نمونه از چاه شماره 291 با استفاده از روش XRF آنالیز گردید. تعداد 22 نمونه از چاههای انتخابی با استفاده از نمودارهای چاه پیمایی NGS و روش XRD مطالعه گردید. نتایج مطالعات انجام شده نشان داد که در مطالعه نمودار NGS، کانیهای رسی ایلیت، مخلوط-لایه،و گلاکونیت در سازندهای پابده و گورپی قابل شناسایی است. به نظر می رسد نتایج نمودار NGS در شناسایی کانیهای رسی، تقریبی است (باستثنای کانی ایلیت)، و نیاز به کالیبراسیون توسط دیگر روشها دارد. در نمودارهای XRD کانیهای ایلیت، مخلوط-لایه، مونتموریلونیت، کلریت و کائولینیت شناسایی شدند. با توجه به ماهیت نمودار NGS می توان از آن برای منشا یابی شیلها، تعیین نقاط مشکل ساز و نیز تعیین کیفیت مخزنی مورد استفاده قرار گیرد.
تغییرات عناصر اصلی و کمیاب نسبت به Al2O3 نشان داد عناصر اصلی (با ستثنای SO3، CaO، و P2O5) رابطه خطی مستقیمی را نشان می دهند که به نوع ژنز و عدم شرکت آنها در ساختمان رسها و شرایط سطح اساس و رسوبگذاری مربوط می باشد. عناصر کمیاب در اکثر موارد (باستثنای Sr، Cr، V، Ga، Ce، La، Pb، Y و Rb) بدلیل تغییرات شرایط رسوبگذاری و یا تغییرات مواد آلی فاقد روند قابل قبول و دارای ضریب همبستگی پایینی هستند. باشد.
تغییرات عناصر اصلی و کمیاب نسبت به عمق نشان داد که حداقل 3 و حداکثر 5 مرحله متناوب افزایشی وجود دارد (با ستثنای P2O5) که این موضوع تغییرات شدید حوضه در جریان رسوبگذاری سازندهای پابده، گورپی و آسماری را منعکس می سازد. تغییرات عناصر شیمیایی در میدانهایی که دچار آشفتگی نشده باشند می تواند در شناسایی شرایط رسوبی و یا زون بندی مورد استفاده قرار گیرد. پارامترهای شیمیایی نیز تغییرات کانیهای رسی را نشان داده و فراوانی نسبی ایلیت، مونتموریلونیت، کلریت و مخلوط لایه را تایید می کند. تغییرات پارامترهای شیمیایی می تواند به تغییرات شرایط رسوبگذاری نسبت داده شود. مقادیر عناصر Mn, Feو V نشانگر محیط رسوبگذاری احیاء با pH متوسط تا کم (گروه 3و 2) برای سازندهای مورد مطالعه می‌باشد. تغییرات نسبت Th/U از 5/0 الی4 در نمونه ها، معرف محیط دریایی تا حد واسط است. با توجه به ترکیب کانیهای رسی شناسایی شده، شیل‌های مذکور در محدوده ‹‹ رده D ›› شیلهای مشکل‌ساز در حفاری واقع می‌شوند. بنابراین برای حفاری این سازندها گل آب شیرین با افزودنیهای لازم پیشنهاد می‌گردد.
 

تعیین فشار موئینگی دارای اهمیت زیادی در محاسبات پارامترهای مخازن، تعیین سطوح تماس آب و نفت، زون انتقالی و اشباع سیالات باقیمانده می¬باشد که بطور معمول در آزمایشگاه انجام می¬پذیرد و در بسیاری از موارد هزینه بر، مشکل و زمان¬بر می¬باشد اطلاعات فشار موئینگی، شاخص مهمی در مطالعه مخازن می¬باشد. در مطالعه کنونی از لاگ NMRبرای تعیین فشار موئینگی در چاه SP-A سازندهای کنگان و دالان میدان گازی پارس جنوبی مورد استفاده قرار گرفته است. در این روش همیشه فرض بر این است که ارتباط بین گلوگاه¬های منفذ با خود منفذ وجود دارد همین ارتباط در منحنی توزیع T2 هم می¬تواند صادق باشد. برای تخمینفشار موئینه، ابتدا با استفاده از توزیع T2بدست آمده از لاگ NMRطبق فرمول این پارامتر را حساب و آن را در مقابل Sw ترسیم نموده، سپس با منحنی¬های حاصل از تزریق جیوه در چاه موردمطالعه مقایسه می¬گردد. برای تعیین تخلخل ولیتولوژی از کراس پلات¬های نوترون-دانسیته در برابر PEF و برای تعیین کیفیت مخزن، تخلخل و تراوایی حاصل ازNMR در برابر تخلخل و تراوایی مغزه استفاده شده است. نتایج حاصل از مطالعه نشان داد که استفاده از لاگ CMR از دقت بسیار خوبی جهت تخمین PC برخوردار است.
مقایسه سطح زیر نمودار تخلخل کل CMRبا نمودارهای مقاومتآشکار نمود که بخش اعظم سیال آزاد پر کننده¬ی فضاهای بزرگ و به هم مرتبط را گاز اشغال کرده است.تقسیم¬بندی سازند براساس لیتولوژی در افزایش دقت تخمین خواص پتروفیزیکی بسیار موثر است.مقایسه داده های تخلخل مغزه و تخلخل NMR تطابق خوبی با ضریب همبستگی حدود 93/0 برای بهترین زون مخزنی نشان داد. مقایسه تراوایی مغزه و تراوایی(تیمور) NMR تطابق بسیار خوبی را با ضریب همبستگی حدود 98/0 برای بهترین زون مخزنی حاصل شد (میانگین تراوایی (تیمور) NMR 80 میلی دارسی).بر اساس ارزیابی نمودارهای چاه پیمایی و تفسیر توسط نرم افزار، منطقه مورد مطالعه دارای میانگین تخلخل کل 55/15 درصد و میانگین تخلخل موثر 9/11 درصد می باشد. حجم شیل پایین و تخلخل مناسب، بالا بودن ضخامت زون خالصنشان دهنده استعداد مخزنی بالا می باشد.
 

میدان نفتی مارون در ناحیه فروافتادگی دزفول و در مجاورت میادین کوپال، آغاجاری، رامین، شادگان و رامشیر واقع شده است. هدف اصلی این مطالعه، تعیین گروه‌های سنگی در مخزن بنگستان میدان نفتی مارون می‌باشد. درابتدا واحدهای جریانی با استفاده از داده¬های تخلخل و تراوایی موجود و روش¬ نشانگر زون جریانی منطقه¬ای شناسایی گردید. در مرحله بعد با استفاده از روش¬های خوشه¬سازیSOM ،MRGC و DYNAMIC الکتروفاسیس¬های مخزن تعیین گردید. با مقایسه و تطابق روش¬های مختلف با واحدهای جریانی، روش خوشه-سازی SOM بعنوان یک شبکه عصبی رقابتی خود سازمان دهنده و از نوع بدون ناظر انتخاب گردید. در این مطالعه با استفاده از لاگ¬های پتروفیزیکی در 6 حلقه چاه از مخزن بنگستان، مدل اولیه رخساره الکتریکی با 9 دسته (رخساره) ساخته شد، که به دلیل شباهت برخی از پارامتر¬های اساسی، به 4 رخساره کاهش یافت. جهت ارزیابی رخساره¬های الکتریکی تعیین شده، از داده¬های فشار مویینه استفاده گردید تا ویژگی¬های شعاع گلوگاه¬های تخلخل و میزان همانگی آنها برای هر رخساره و هماهنگی آنها بررسی شود. بمنظور ارتباط دادن فابریک سنگ-های کربناته با توزیع اندازه فضاهای خالی و خصوصیات پتروفیزیکی رخساره¬های الکتریکی، مطالعات پتروگرافی نیز صورت پذیرفت. از آنجا که رخساره¬های الکتریکی تعیین شده در این مطالعه با داده¬های فشار مویینه، نمودار لوسیا و پتروگرافی هماهنگی بسیار خوبی نشان داد، این مدل به تمام چاه¬های میدان تعمیم و سپس با استفاده از روش شبکه عصبی و داده¬های مغزه، میزان تخلخل و تراوایی در چاه¬های بدونه مغزه میدان تخمین زده شد.
بررسی ویژگی¬های مخزنی در گونه های سنگی نشان داد که کیفیت مخزنی از گونه های سنگی شماره 1 به سمت شماره 4 بهبود می¬یابد. فابریک و تخلخل از پکستون با تخلخل بین دانه¬ای سیمانی¬شده به وکستون تا پکستون با تخلخل¬های بین¬دانه¬ای و حفره¬ای ریز تغییر می¬کند و مطالعات پتروگرافی نیز آنرا تایید می¬نماید.