مقالات مربوط به مخزن Reservoir
- شروع کننده موضوع Niima
- تاریخ شروع
ahmad_2006
عضو جدید
Comparison of Reservoir Simulation Hysteresis Options
Comparison of Reservoir Simulation Hysteresis Options
http://rapidshare.com/files/347153405/00063147.pdf.html
Comparison of Reservoir Simulation Hysteresis Options
http://rapidshare.com/files/347153405/00063147.pdf.html
kian.kateb
عضو جدید
مدلسازي تركيبي فرايند تزريق گاز به مخازن نفتي
مدلسازي تركيبي فرايند تزريق گاز به مخازن نفتي
سلام.
یه مقاله ی خوب در مورد مدل سازی ترکیبی فرایند تزریق گاز به مخازن نفتی.اگر علاقه داشتین حتما بخونینش.
موفق باشین.
کیان
مدلسازي تركيبي فرايند تزريق گاز به مخازن نفتي
سلام.یه مقاله ی خوب در مورد مدل سازی ترکیبی فرایند تزریق گاز به مخازن نفتی.اگر علاقه داشتین حتما بخونینش.
موفق باشین.
کیان
saman saghari
عضو جدید
امكان‌سنجي استفاده از ميكروارگانيسم‌ها در مخازن نفت سنگين ايران ازدياد برداشت ميكروبي
امكان‌سنجي استفاده از ميكروارگانيسم‌ها در مخازن نفت سنگين ايران ازدياد برداشت ميكروبي
امكان‌سنجي استفاده از ميكروارگانيسم‌ها در مخازن نفت سنگين ايران ازدياد برداشت ميكروبي
ذخاير عظيم مخازن نفت‌سنگين در كشورمان، ضرورت استحصال آن و مشكلات توليد نفت‌هاي سنگين، توجه ويژه به روش‌هاي مناسب براي توليد نفت‌هاي سنگين را ضروري مي‌سازد. استفاده از روش (Microbial Enhanced Oil Recovery) MEOR در مخازن نفت‌هاي سنگين يكي از روش‌هاي نوين براي افزايش توليد اين گونه مخازن است. فرآيند‌هاي MEOR به كليه فرآيند‌هايي اطلاق مي‌شود كه در آنها با استفاده از توانايي‌هاي ميكروارگانيسم‌هاي بومي موجود در مخازن و تحريك آنها از طريق تزريق مواد مغذي براي افزايش فعاليت‌هاي ميكروبي و يا با استفاده از ميكروارگانيسم‌هاي خاص تزريق شده كه قادر به تحمل شرايط ويژه مخازن باشند همراه با مواد مغذي موردنياز به داخل مخزن به صورت مستقيم و يا غيرمستقيم از طريق توليد و استفاده از محصولات بيولوژيكي ويژه بازدهي مخزن در توليد محصولات نفتي افزايش مي‌يابد. امكان‌سنجي بكارگيري اين روش در مخازن نفت سنگين كشورمان موضوع اين مقاله است.
بعد از توليد اوليه مخزن مقدار زيادي از حجم نفت در مخزن باقي مي‌ماند و با انرژي طبيعي مخزن تخليه نمي‌شود. در خلال توليد نفت تزريق آب و گاز اغلب براي بازيافت ثانويه نفت استفاده مي‌شود. اما با اين وجود پس از توليد نفت اوليه و ثانويه بيش از 50 درصد از نفت موجود در مخزن باقي مي‌ماند.
نظريه استفاده از ميكروارگانيسم‌ها براي ازدياد برداشت نفت از سال 1913 مطرح شد. جي.بي.ديوس براي اولين بار در باره استفاده از ميكروب‌ها در صنعت نفت در كتابش به نام ميكروبيولوژي نفت اشاره كرد. سپس در سال 1926 يك دانشمند انگليسي به نام بكهام تئوري وجود يك جريان تازه را بيان كرد كه پس از خروج گاز محلول در نفت با تزريق ميكروب‌ها و رشد ميكروارگانيسم‌ها پديدار مي‌شود. در سال 1950 صنعت نفت از ميكروارگانيسم‌ها جهت حذف آب زائد توليدي پالايشگاه‌ها و واحد‌هاي نفتي استفاده كرد. در سال 1990 صدها پروژه در هزاران چاه در مخازن نفتي دنيا به اجرا درآمد و چندين مقاله در اين زمينه در انجمن مهندسي نفت SPE)) منتشر شد.
باكتري‌هايي كه به صورت طبيعي در مخازن نفتي وجود دارند و آن‌گونه از باكتري‌ها كه همراه با آب تزريقي در مخزن تزريق مي‌شوند، مواد مغذي و ميكروارگانيسم‌ها در داخل مخزن رشد كرده و ميكروارگانيسم‌ها مواد مغذي موجود را به عنوان منبع غذايي خود جذب كرده سپس محصولاتي از قبيل الكلها، گازها، پليمر‌ها و مواد كاهنده كشش سطحي (Surfactant) كه همگي غيرسمي و طبيعي هستند، توليد مي‌كنند. اين محصولات جانبي (by-product) با انجام فرآيند‌هاي متابوليكي سبب ايجاد يك سري تغييرات مطلوب در خواص فيزيكي و شيميايي نفت‌خام شده و بهبود قابل‌توجهي در خواص سنگ مخزن بوجود مي‌آورند. در نتيجه ميزان دبي توليدي و راندمان جابجايي را افزايش مي‌دهند.
در مجموع مكانيزم‌هاي حاكم بر فرايند MEOR را مي‌توان به شرح زير دسته‌بندي كرد:
1- ميكروب‌ها نفت را به اسيدهاي سبك آلي و اسيدهاي چرب اكسيد كرده و اسيدها، سنگ‌هاي كربناتي و مواد معدني سولفاته را در خود حل كرده و ميزان نفوذپذيري و تخلخل مخزن را بالا مي‌برند.
2- گازهاي مختلفي همچون co2 ، H2 ، N2 ، CH4 از بتا اكسيده شدن اسيد چرب و حل شدن در سيالات مخزن توليد‌شده كه راندمان جابجايي را افزايش مي‌دهند و تا حدودي افت فشار مخزن را جبران مي‌كنند.
3- خواص تر شوندگي سيستم تغيير مي‌كند اين امر باعث مي‌شود هيدروكربن‌هاي به دام افتاده در حفره‌هاي مخزن در اثر تغيير نيروي مويينگي رها شوند.
هم اكنون فرايند MEOR در آمريكا، كانادا، مكزيك، چين، استراليا، روسيه، روماني، ونزوئلا، ترينيداد، لهستان، بلغارستان و بسياري از كشورها استفاده مي‌شود.
تغييرات در نفت‌خام
گازهايي كه بوسيله ميكروارگانيسم‌ها ايجاد مي‌شوند به سرعت درون نفت‌خام محلول شده و مكانيسم رانش گاز محلول را فعال مي‌سازند.
گازها، حلالها و اسيدهاي چرب سبب كاهش در ويسكوزيته و نقطه ريزش نفت‌خام مي‌شود و API (يا چگالي ويژه نفت) را افزايش مي‌دهد. اين تغييرات باعث روانتر‌شدن جريان نفت مي‌شوند.
جدول زير يك نمونه عملي از بكارگيري ميكروارگانيسم‌ها را قبل و بعد از فعاليت آنزيم‌ها در يكي از چاه‌هاي Maracaibo در ونزوئلا نمايش مي‌دهد:
بعد از فعاليت باكتري‌ها
قبل از فعاليت باكتري ها
CPS ويسكوزيته
API
CPS ويسكوزيته
API
نوع نفت
نفت خام متوسط
نفت خام متوسط
نفت سنگين
نفت سنگين
بعضي از ميكروارگانيسم‌ها سولفات‌خوار هستند و فعاليت SRB را (كه بطور طبيعي در مخازن بوجود ميآيد و سبب خوردگي در قسمت‌هاي فلزي و توليد گاز سولفيد هيدروژن مي‌شوند، متعاقب آن سولفيد هيدروژن نيز با آهن تركيب گشته و سبب توليد رسوب سولفيد آهن مي‌گردد) كاهش مي‌دهند.
تغييرات در سنگ مخزن
مواد كاهنده كشش سطحي، حلالها و اسيدها باعث تميزسازي خلل و فرج از واكس‌هاي پارافيني و رسوبات سنگين نفتي شده و در نتيجه سبب بهبود تخلخل و نفوذپذيري مي‌شوند.
پليمرهاي بيولوژيكي و توده سلولي منجر به كنترل حركت از طريق مسدودكردن مناطق با نفوذپذيري بالا شده و راندمان جاروبي را بالا مي‌برند.
اسيدها، حلالها، الكلها و مواد كاهنده كشش سطحي اثرات فلزي را از گلوگاه‌هاي خلل و فرج سنگ خارج كرده و به افزايش تخلخل و نفوذپذيري سنگ كمك مي‌كنند.
اثرات تركيبي
محصولات جانبي كاهنده كشش سطحي، حلالها و اسيدها كشش سطحي بين نفت/سنگ و نفت/آب را كاهش داده و جريان نفت را روانتر مي‌كنند.
محصولات جانبي كاهنده كشش سطحي سبب افزايش ترشوندگي سنگ به سمت سيستم آب دوست (water wet) شده كه اين امر كشش مويينگي بين نفت آب و سنگ را كاهش داده و سبب آزادسازي نفت محبوس شده در حفره‌ها مي‌شود.
ميكروارگانيسم‌ها مي‌توانند فضاهايي را در ميان خلل و فرج تصاحب كنند كه مواد ديگر در بازيافت ثانويه (آب، بخار يا يك عامل شيميايي ديگر) نمي‌توانند اشغال كنند. اين به فشار تزريق براي جابجايي در سنگ مخزن بستگي دارد.
تحرك‌پذيري نفت به صورت نسبت نفوذپذيري به ويسكوزيته نفت تعريف مي‌شود. مقدار بزرگتر اين كسر به معني افزايش تحرك‌پذيري نفت است. با MEOR هم نفوذپذيري افزايش مي‌يابد و هم ويسكوزيته كاهش مي‌يابد.
همان‌طور كه در صنعت مشهور است با روش‌هاي اوليه ازدياد برداشت مقدار 30-35 درصد نفت اوليه درجاي مخزن قابل برداشت است. روش‌هاي ثانويه ازدياد برداشت و نيز روش‌هاي ثالثيه كه در اكثر موارد هزينه‌هاي هنگفتي را شامل مي‌شوند مي‌توانند مقدار 25-15 درصد ديگر نفت اوليه درجاي مخزن را تخليه كنند يعني 50-55 درصد و حتي 60 درصد نفت. با اعمال اين روش‌ها حدود نيمي از نفت اوليه درجاي مخزن قابل برداشت است.
روش MEOR مي‌توانند بيشتر از 80-85 درصد نفت اوليه درجاي مخزن را تخليه كند كه با درنظر گرفتن اين نكته كه دبي توليدي بالاتر و طول عمر بيشتر مخزن را نيز درپي دارند.
معيارهاي گزينش مخازن براي انجام فرايند ازدياد برداشت ميكروبي
درجه حرارت بين 150 تا 240 درجه فارنهايت
فشار: كمتر از psi 20000
تخلخل سنگ: در حدي باشد كه ميكروارگانيسم‌ها بتوانند از بين آنها عبور كنند
درصد آب و رسوبات: كمتر از 60 درصد
نوع هيدروكربن‌هاي مخزني و ناخالصي‌هاي غيرآلي: در تعيين نوع مواد مغذي مورد استفاده براي رشد و نمو ميكروارگانيسم‌ها تاثيرگذار مي‌باشد.
پروژه‌هايي كه در مخازن ماسه و كربناته به اجرا درآمده‌اند نشان مي‌دهند كه نوع سنگ فاكتور تعيين‌كننده در افزايش دبي بازيابي يا افزايش بازيابي كل نيست.
MEOR در يك چاه، سيستم چند حلقه چاه، كل مخزن، چاه‌هاي با سيستم فراز‌آوري گاز، چاه‌هاي مجهز به پمپ درون‌چاهي و چاه‌هاي تزريق گاز قابل كاربرد است.
- جهت حصول اطمينان از كسب بهترين نتايج ممكن ا زيك فرآيند MEOR، شرايط زير بايد مورد توجه قرار گيرند:
- تجزيه آزمايشگاهي نفت‌خام جهت تعيين خصوصيات فيزيكي، ترموديناميكي و زمين‌شناسي مخزن
- مطالعه مهندسي مخزن
- انتخاب سازگارترين گونه‌هاي ميكروبي منطبق با شرايط فيزيكي و شيميايي مخزن
- مطالعه چگونگي تزريق گونه‌هاي ميكروبي در مخزن و عملياتي كردن آن
گرچه فرآيند MEOR قابل كاربرد در هر چاه يا مخزني است اما بايد به اين نكته توجه شود كه بهترين چاه‌هايي مي‌توانند كانديد مناسبي جهتا ين فرآيند باشند كه حدود دما و فشار در آنها رعايت گردد. همچنين تاريخچه توليد چاه يا مخزن و شرايط مكانيكي چاه جهت اين فرآيند درنظر گرفته شود.
عملكرد نتايج
- از سال 1993 شركت هايي به نام Atech، Micro-Bac و Microbes ميكروارگانيسم‌ها و محصولات بيولوژيكي خود را در بيش از 2500 چاه در درياچه Maracaibo ونزوئلا و 1000 حلقه چاه در آمريكا تزريق كرده‌اند.
- عمليات تزريق مي‌توانند از طريق لوله مغزي، از طريق دااليز، از طريق يك چاه تزريقي و در اكثر موارد نيز از طريق وسائل نصب شده موجود صورت پذيرد.
- بعد از تزريق، جهت حصول اطمينان از كسب حداكثر بازدهي و پراكنده شدن ميكروارگانيسم‌ها در سطح وسيعي از مخزن، چاه به‌مدت 7 الي 9 روز بسته مي‌شود.
- 86 درصد از چاه‌هايي كه مورد عمليات تزريقي قرار گرفته‌اند يك افزايش قابل ملاحظه‌اي در دبي توليدي و كاهش ميزان توليد آب را همراه داشته‌اند. از حداكثر 80 درصد تا حداقل 30 درصد افزايش در ميزان توليد و حدودا بازيابي كل به ميزان 80 درصد حجم نفت اوليه درجا.
- محصولات بيولوژيكي اين شركت‌ها داراي قابليت‌هاي مختلفي مانند افزايش توليد نفت، كاهش هزينه‌هاي عملياتي، كنترل مشكل رسوب پارافين، كاهش گرانروي، ممانعت از رسوب‌دهي و خوردگي را دارا مي‌باشد.
برآورد اقتصادي
- هزينه اوليه اجرايي اين فرآيند بطور قابل‌ملاحظه‌اي از فرآيند سيلابزني آب و ساير فرآيند‌هاي تزريق ديگر همچون تزريق نفت با بخار داغ، تزريق يك ماده شيميايي كمتر است و تنها كسري از هزينه‌هاي عمليات‌هاي متداول شكاف هيدروليكي يا شكاف به وسيله اسيد است.
-هزينه‌هاي Follow-up اين فرآيند در حد صفر يا مينيمم مي‌باشد.
- از آنجايي كه اين فرآيند هم دبي توليدي و هم طول عمر چاه يا مخزن را افزايش مي‌دهد درآمدي كه از اين طريق عايد مي‌گردد به مراتب بيشتر از درآمدي خواهد بود كه از طريق روش‌هاي بازيابي ثانويه بدست ميآيد.
- به كرات مشاهده شده كه وقتي اين فرآيند در يك چاه اعمال مي‌گردد اثر عملكرد آن در چاه‌هاي مجاور و حتي در كل مخزن ديده مي‌شود.
جمع‌بندي
پيش‌بيني مي‌شود، طي سالهاي آينده مجموع توليد روزانه نفت در مناطق خشكي و دريايي ايران به ميزان قابل‌توجهي كاهش يابد. طبق بررسي‌هاي انجام‌شده متوسط سرعت كاهش توليد طبيعي از مخازن مناطق خشكي معادل 9 تا 11 درصد در سال است يعني براي حفظ سطح توليد فعلي سالانه معادل 9 تا 11 درصد به تعداد چاه‌هاي توليد نفت افزوده شود كه هزينه بسيار زيادي را مي‌طلبد.
توصيه مي‌شود از هم اكنون مطالعه و برنامه‌ريزي مناسب براي دستيابي به ذخاير جديد و آشنايي با فناوري‌هاي پيشرفته انجام شود تا در زمان مقتضي از آنها استفاده كرد.
بعد از توليد اوليه مخزن مقدار زيادي از حجم نفت در مخزن باقي مي‌ماند و با انرژي طبيعي مخزن تخليه نمي‌شود. در خلال توليد نفت تزريق آب و گاز اغلب براي بازيافت ثانويه نفت استفاده مي‌شود. اما با اين وجود پس از توليد نفت اوليه و ثانويه بيش از 50 درصد از نفت موجود در مخزن باقي مي‌ماند.
نظريه استفاده از ميكروارگانيسم‌ها براي ازدياد برداشت نفت از سال 1913 مطرح شد. جي.بي.ديوس براي اولين بار در باره استفاده از ميكروب‌ها در صنعت نفت در كتابش به نام ميكروبيولوژي نفت اشاره كرد. سپس در سال 1926 يك دانشمند انگليسي به نام بكهام تئوري وجود يك جريان تازه را بيان كرد كه پس از خروج گاز محلول در نفت با تزريق ميكروب‌ها و رشد ميكروارگانيسم‌ها پديدار مي‌شود. در سال 1950 صنعت نفت از ميكروارگانيسم‌ها جهت حذف آب زائد توليدي پالايشگاه‌ها و واحد‌هاي نفتي استفاده كرد. در سال 1990 صدها پروژه در هزاران چاه در مخازن نفتي دنيا به اجرا درآمد و چندين مقاله در اين زمينه در انجمن مهندسي نفت SPE)) منتشر شد.
باكتري‌هايي كه به صورت طبيعي در مخازن نفتي وجود دارند و آن‌گونه از باكتري‌ها كه همراه با آب تزريقي در مخزن تزريق مي‌شوند، مواد مغذي و ميكروارگانيسم‌ها در داخل مخزن رشد كرده و ميكروارگانيسم‌ها مواد مغذي موجود را به عنوان منبع غذايي خود جذب كرده سپس محصولاتي از قبيل الكلها، گازها، پليمر‌ها و مواد كاهنده كشش سطحي (Surfactant) كه همگي غيرسمي و طبيعي هستند، توليد مي‌كنند. اين محصولات جانبي (by-product) با انجام فرآيند‌هاي متابوليكي سبب ايجاد يك سري تغييرات مطلوب در خواص فيزيكي و شيميايي نفت‌خام شده و بهبود قابل‌توجهي در خواص سنگ مخزن بوجود مي‌آورند. در نتيجه ميزان دبي توليدي و راندمان جابجايي را افزايش مي‌دهند.
در مجموع مكانيزم‌هاي حاكم بر فرايند MEOR را مي‌توان به شرح زير دسته‌بندي كرد:
1- ميكروب‌ها نفت را به اسيدهاي سبك آلي و اسيدهاي چرب اكسيد كرده و اسيدها، سنگ‌هاي كربناتي و مواد معدني سولفاته را در خود حل كرده و ميزان نفوذپذيري و تخلخل مخزن را بالا مي‌برند.
2- گازهاي مختلفي همچون co2 ، H2 ، N2 ، CH4 از بتا اكسيده شدن اسيد چرب و حل شدن در سيالات مخزن توليد‌شده كه راندمان جابجايي را افزايش مي‌دهند و تا حدودي افت فشار مخزن را جبران مي‌كنند.
3- خواص تر شوندگي سيستم تغيير مي‌كند اين امر باعث مي‌شود هيدروكربن‌هاي به دام افتاده در حفره‌هاي مخزن در اثر تغيير نيروي مويينگي رها شوند.
هم اكنون فرايند MEOR در آمريكا، كانادا، مكزيك، چين، استراليا، روسيه، روماني، ونزوئلا، ترينيداد، لهستان، بلغارستان و بسياري از كشورها استفاده مي‌شود.
تغييرات در نفت‌خام
گازهايي كه بوسيله ميكروارگانيسم‌ها ايجاد مي‌شوند به سرعت درون نفت‌خام محلول شده و مكانيسم رانش گاز محلول را فعال مي‌سازند.
گازها، حلالها و اسيدهاي چرب سبب كاهش در ويسكوزيته و نقطه ريزش نفت‌خام مي‌شود و API (يا چگالي ويژه نفت) را افزايش مي‌دهد. اين تغييرات باعث روانتر‌شدن جريان نفت مي‌شوند.
جدول زير يك نمونه عملي از بكارگيري ميكروارگانيسم‌ها را قبل و بعد از فعاليت آنزيم‌ها در يكي از چاه‌هاي Maracaibo در ونزوئلا نمايش مي‌دهد:
بعد از فعاليت باكتري‌ها
قبل از فعاليت باكتري ها
CPS ويسكوزيته
API
CPS ويسكوزيته
API
نوع نفت
200
25
295
20
1200
20
1400
17
2400
19
9300
12
7500
18
25600
11
بعضي از ميكروارگانيسم‌ها سولفات‌خوار هستند و فعاليت SRB را (كه بطور طبيعي در مخازن بوجود ميآيد و سبب خوردگي در قسمت‌هاي فلزي و توليد گاز سولفيد هيدروژن مي‌شوند، متعاقب آن سولفيد هيدروژن نيز با آهن تركيب گشته و سبب توليد رسوب سولفيد آهن مي‌گردد) كاهش مي‌دهند.
تغييرات در سنگ مخزن
مواد كاهنده كشش سطحي، حلالها و اسيدها باعث تميزسازي خلل و فرج از واكس‌هاي پارافيني و رسوبات سنگين نفتي شده و در نتيجه سبب بهبود تخلخل و نفوذپذيري مي‌شوند.
پليمرهاي بيولوژيكي و توده سلولي منجر به كنترل حركت از طريق مسدودكردن مناطق با نفوذپذيري بالا شده و راندمان جاروبي را بالا مي‌برند.
اسيدها، حلالها، الكلها و مواد كاهنده كشش سطحي اثرات فلزي را از گلوگاه‌هاي خلل و فرج سنگ خارج كرده و به افزايش تخلخل و نفوذپذيري سنگ كمك مي‌كنند.
اثرات تركيبي
محصولات جانبي كاهنده كشش سطحي، حلالها و اسيدها كشش سطحي بين نفت/سنگ و نفت/آب را كاهش داده و جريان نفت را روانتر مي‌كنند.
محصولات جانبي كاهنده كشش سطحي سبب افزايش ترشوندگي سنگ به سمت سيستم آب دوست (water wet) شده كه اين امر كشش مويينگي بين نفت آب و سنگ را كاهش داده و سبب آزادسازي نفت محبوس شده در حفره‌ها مي‌شود.
ميكروارگانيسم‌ها مي‌توانند فضاهايي را در ميان خلل و فرج تصاحب كنند كه مواد ديگر در بازيافت ثانويه (آب، بخار يا يك عامل شيميايي ديگر) نمي‌توانند اشغال كنند. اين به فشار تزريق براي جابجايي در سنگ مخزن بستگي دارد.
تحرك‌پذيري نفت به صورت نسبت نفوذپذيري به ويسكوزيته نفت تعريف مي‌شود. مقدار بزرگتر اين كسر به معني افزايش تحرك‌پذيري نفت است. با MEOR هم نفوذپذيري افزايش مي‌يابد و هم ويسكوزيته كاهش مي‌يابد.
همان‌طور كه در صنعت مشهور است با روش‌هاي اوليه ازدياد برداشت مقدار 30-35 درصد نفت اوليه درجاي مخزن قابل برداشت است. روش‌هاي ثانويه ازدياد برداشت و نيز روش‌هاي ثالثيه كه در اكثر موارد هزينه‌هاي هنگفتي را شامل مي‌شوند مي‌توانند مقدار 25-15 درصد ديگر نفت اوليه درجاي مخزن را تخليه كنند يعني 50-55 درصد و حتي 60 درصد نفت. با اعمال اين روش‌ها حدود نيمي از نفت اوليه درجاي مخزن قابل برداشت است.
روش MEOR مي‌توانند بيشتر از 80-85 درصد نفت اوليه درجاي مخزن را تخليه كند كه با درنظر گرفتن اين نكته كه دبي توليدي بالاتر و طول عمر بيشتر مخزن را نيز درپي دارند.
معيارهاي گزينش مخازن براي انجام فرايند ازدياد برداشت ميكروبي
درجه حرارت بين 150 تا 240 درجه فارنهايت
فشار: كمتر از psi 20000
تخلخل سنگ: در حدي باشد كه ميكروارگانيسم‌ها بتوانند از بين آنها عبور كنند
درصد آب و رسوبات: كمتر از 60 درصد
نوع هيدروكربن‌هاي مخزني و ناخالصي‌هاي غيرآلي: در تعيين نوع مواد مغذي مورد استفاده براي رشد و نمو ميكروارگانيسم‌ها تاثيرگذار مي‌باشد.
پروژه‌هايي كه در مخازن ماسه و كربناته به اجرا درآمده‌اند نشان مي‌دهند كه نوع سنگ فاكتور تعيين‌كننده در افزايش دبي بازيابي يا افزايش بازيابي كل نيست.
MEOR در يك چاه، سيستم چند حلقه چاه، كل مخزن، چاه‌هاي با سيستم فراز‌آوري گاز، چاه‌هاي مجهز به پمپ درون‌چاهي و چاه‌هاي تزريق گاز قابل كاربرد است.
- جهت حصول اطمينان از كسب بهترين نتايج ممكن ا زيك فرآيند MEOR، شرايط زير بايد مورد توجه قرار گيرند:
- تجزيه آزمايشگاهي نفت‌خام جهت تعيين خصوصيات فيزيكي، ترموديناميكي و زمين‌شناسي مخزن
- مطالعه مهندسي مخزن
- انتخاب سازگارترين گونه‌هاي ميكروبي منطبق با شرايط فيزيكي و شيميايي مخزن
- مطالعه چگونگي تزريق گونه‌هاي ميكروبي در مخزن و عملياتي كردن آن
گرچه فرآيند MEOR قابل كاربرد در هر چاه يا مخزني است اما بايد به اين نكته توجه شود كه بهترين چاه‌هايي مي‌توانند كانديد مناسبي جهتا ين فرآيند باشند كه حدود دما و فشار در آنها رعايت گردد. همچنين تاريخچه توليد چاه يا مخزن و شرايط مكانيكي چاه جهت اين فرآيند درنظر گرفته شود.
عملكرد نتايج
- از سال 1993 شركت هايي به نام Atech، Micro-Bac و Microbes ميكروارگانيسم‌ها و محصولات بيولوژيكي خود را در بيش از 2500 چاه در درياچه Maracaibo ونزوئلا و 1000 حلقه چاه در آمريكا تزريق كرده‌اند.
- عمليات تزريق مي‌توانند از طريق لوله مغزي، از طريق دااليز، از طريق يك چاه تزريقي و در اكثر موارد نيز از طريق وسائل نصب شده موجود صورت پذيرد.
- بعد از تزريق، جهت حصول اطمينان از كسب حداكثر بازدهي و پراكنده شدن ميكروارگانيسم‌ها در سطح وسيعي از مخزن، چاه به‌مدت 7 الي 9 روز بسته مي‌شود.
- 86 درصد از چاه‌هايي كه مورد عمليات تزريقي قرار گرفته‌اند يك افزايش قابل ملاحظه‌اي در دبي توليدي و كاهش ميزان توليد آب را همراه داشته‌اند. از حداكثر 80 درصد تا حداقل 30 درصد افزايش در ميزان توليد و حدودا بازيابي كل به ميزان 80 درصد حجم نفت اوليه درجا.
- محصولات بيولوژيكي اين شركت‌ها داراي قابليت‌هاي مختلفي مانند افزايش توليد نفت، كاهش هزينه‌هاي عملياتي، كنترل مشكل رسوب پارافين، كاهش گرانروي، ممانعت از رسوب‌دهي و خوردگي را دارا مي‌باشد.
برآورد اقتصادي
- هزينه اوليه اجرايي اين فرآيند بطور قابل‌ملاحظه‌اي از فرآيند سيلابزني آب و ساير فرآيند‌هاي تزريق ديگر همچون تزريق نفت با بخار داغ، تزريق يك ماده شيميايي كمتر است و تنها كسري از هزينه‌هاي عمليات‌هاي متداول شكاف هيدروليكي يا شكاف به وسيله اسيد است.
-هزينه‌هاي Follow-up اين فرآيند در حد صفر يا مينيمم مي‌باشد.
- از آنجايي كه اين فرآيند هم دبي توليدي و هم طول عمر چاه يا مخزن را افزايش مي‌دهد درآمدي كه از اين طريق عايد مي‌گردد به مراتب بيشتر از درآمدي خواهد بود كه از طريق روش‌هاي بازيابي ثانويه بدست ميآيد.
- به كرات مشاهده شده كه وقتي اين فرآيند در يك چاه اعمال مي‌گردد اثر عملكرد آن در چاه‌هاي مجاور و حتي در كل مخزن ديده مي‌شود.
جمع‌بندي
پيش‌بيني مي‌شود، طي سالهاي آينده مجموع توليد روزانه نفت در مناطق خشكي و دريايي ايران به ميزان قابل‌توجهي كاهش يابد. طبق بررسي‌هاي انجام‌شده متوسط سرعت كاهش توليد طبيعي از مخازن مناطق خشكي معادل 9 تا 11 درصد در سال است يعني براي حفظ سطح توليد فعلي سالانه معادل 9 تا 11 درصد به تعداد چاه‌هاي توليد نفت افزوده شود كه هزينه بسيار زيادي را مي‌طلبد.
توصيه مي‌شود از هم اكنون مطالعه و برنامه‌ريزي مناسب براي دستيابي به ذخاير جديد و آشنايي با فناوري‌هاي پيشرفته انجام شود تا در زمان مقتضي از آنها استفاده كرد.
kian.kateb
عضو جدید
كاربرد لرزه نگاري در توسعه مخازن هيدروكربوري
كاربرد لرزه نگاري در توسعه مخازن هيدروكربوري
سلام.
كاربرد لرزه نگاري در توسعه مخازن هيدروكربوري
سلام.
kian.kateb
عضو جدید
زمين شناسي مخازن هيدروكربوري ايران
زمين شناسي مخازن هيدروكربوري ايران
زمين شناسي مخازن هيدروكربوري ايراننويسنده : بهروز اسرافيلي ديزجي و جواد رباني بهروز اسرافيلي ديزجي1 و جواد رباني2
دانشجوي كارشناسي ارشد رسوب شناسي و سنگ شناسي رسوبي دانشگاه تهران1
دانشجوي كارشناسي ارشد چينه شناسي و فسيل شناسي دانشگاه تهران2
چكيده :
كشور ما از لحاظ وجود مخازن هيدروكربوري جزء كشور هاي بسيار غني دنيا محسوب مي شود. ولي با وجود اين آگاهي ما دانشجويان زمين شناسي و ديگر هم وطنان درباره ذخاير ملي كشورمان بسيار پراكنده و ناچيز است. به طوري كه براي دسترسي به چنين اطلاعاتي بايد دست به دامان مقالات خارجي و قديمي شويم. عدم وجود پايگاه اطلاعاتي ((Data base، اكتشاف ميادين جديد در سالهاي اخير، تغيير نام ميادين، فقدان ومشكلات دسترسي به منابع مفيد و به روز شده و عدم وجود گزارش هاي دقيق داخلي در مورد مخازن هيدروكربوري كشور عزيزمان ايران از دلايل اصلي در اين باره است. اگرچه داشتن اطلاعات بسيار جزئي از مخازن ضروري نيست ولي دانستن كلياتي در مورد زمين شناسي مخازن هيدروكربوري كشورمان بسيار حائز اهميت است. اين مقاله سعي دارد با استناد به معتبرترين و جديدترين منابع موجود اطلاعاتي كلي در اين موضوع را در اختيار دانشجويان و علاقه مندان قرار دهد.
بحث
كشور هاي خاورميانه كه شامل ايران، بحرين، عراق، كويت، عمان، قطر، عربستان سعودي و امارات متحده عربي است، ٦٠ در صد مخازن قطعي نفت جهان و ٤٠ درصد مخازن گاز طبيعي دنيا را دارا هستند (Riazi and AliMansoori, 2006). مخازن خاورميانه عمدتاً سن مزوزوئيك، تله از نوع ساختماني، سنگ مخزن كربناته، عمق مخزني متوسط (كمتر از ٥/٤ كيلومتر) و قابليت بازيافت دارند كه در ٦٠ سال اخير اكتشاف يافته اند (Horn, 2003).
كشور ما از لحاظ منابع نفتي و گازي به ترتيب مقام سوم و دوم را در جهان دارد. در واقع ١٠ درصد كل نفت كره زمين (٥/١٣٢ بيليون بشكه) و ١٦ درصد كل گاز كشف شده جهان (٩٧١ تريليون فوت مكعب) در سرزمين ما قرار دارد. تنها كشورهاي عربستان سعودي و كانادا ذخيره نفتي بيشتري از ايران دارند. در مورد مخازن گازي نيز كشور روسيه ركورد بالاتري از ايران را داراست ((Saxton, 2006; Bahmannia, 2006.
تاريخچه توليد اقتصادي نفت در خاورميانه با اكتشاف مخزن نفتي (مسجد سليمان) در سال ١٩٠٨ در ايران آغاز شد. در سالهاي بعد اكتشافات با ميادين نفتي در كويت (١٩٣٧) و عربستان صعودي (1938) ادامه يافت (Riazi et al, 2004).
قسمت اعظم مخازن ايران در پهنه زمين شناسي زاگرس و حوضه خليج هميشه فارس واقع شده است. در شمال شرق (كپه داغ) و شمال غرب (دشت مغان) كشور نيز اكتشافاتي صورت گرفته است و هم اكنون پي جويي ها براي يافتن مخازن جديدتر در اين قسمت ها نيز در حال انجام است.
برخي از اين مخازن در مرز سياسي بين ايران و كشورهاي همسايه توسعه يافته است. اين مخازن از لحاظ زمين شناسي يكپارچه و از لحاظ مالكيت مشترك است. بزرگترين ميادين نفتي و گازي كشف شده ايران تاكنون جزء مخازن مشترك محسوب مي شوند. ميدان نفتي فوق عظيم آزادگان كه در 80 كيلومتري غرب اهواز و نزديك مرز ايران و عراق واقع است با ذخيره 31 ميليارد بشكه نفت درجا و وسعت 1400 كيلومتر مربع در سال 1378 كشف شده است و احتمالاً يك مخزن مشترك باشد و قسمتهايي از آن تا كشور عراق توسعه يافته باشد. تاكنون فعاليت اكتشافي در اين رابطه در طرف همسايه جهت تأييد اين مسئله صورت نگرفته است. بزرگترين مخزن گازي دنيا (ميدان پارس جنوبي به همراه ميدان شمال قطر) نيز يك مخزن مشترك مي باشد كه به تنهايي ١٩ درصد گاز كل دنيا را در خود ذخيره كرده است سهم ايران از اين مخزن مشترك ٥ درصد (در ميدان پارس جنوبي) و قطر 14 درصد (در ميدان شمال) است (Kessler, 2006).
طي پروژه عظيم انرژي جهان سازمان زمين شناسي ايالات متحده آمريكا (199٨) كل كره زمين به ٨ منطقه انرژي تقسيم شده است. در اين تقسيم بندي ايالت هاي زمين شناسي، نفتي، گازي ايران به ٢٦ زون طبقه بندي شده است. اين زون ها عبارتند از: حوضه كاسپين مياني، حوضه كاسپين جنوبي، حوضه كورا، بلندي هاي قره بغاز-قره قوم، حوضه آمودريا، كوه هاي عمان، حوضه خليج عمان، حوضه رب الخالي، كمان هموكلاين داخلي-مركزي، بالاآمدگي غوار بزرگ، حوضه ويدين-پلتفرم داخلي، حوضه پيش گودال مزوپوتامين، ارس، لسركوكاسوس، حوضه هاي ايران مركزي، ريز قاره ايران مركزي، بلوك لوت و مناطق پست، كمربند چين خورده البرز، افغانستان جنوبي، مكران، بلوچستان، افغانستان مركزي، زون زاگرس رورانده، كمربند زاگرس چين خورده، حوضه پيش گودال مزوپوتامين، كمان قطر (Pollastro et al, 1998).
در حدود ٤٣ درصد مخازن ايران جزء مخازن بزرگ و بسيار بزرگ محسوب مي شود كه تعداد ٦٤ مخزن گازي و نفتي را شامل مي شود. صرفاً از لحاظ تعداد مخازن و بدون توجه به حجم هيدروكربورها تقريباً ٩٠ درصد مخازن بزرگ ايران كربناته و ١٠ درصد ماسه سنگي مي باشد از اين تعداد 12/53 درصد مخازن بزرگ نفتي و 87/46 درصد آن گازي مي باشد ( شكل ٢ و جدول1) (Horn, 2006). به نظر مي رسد از لحاظ حجم هيدروكربوري نيز نسبت مخازن كربناته به ماسه سنگي تقريباً 9 به 1 صادق باشد.
مخازن اهواز، نوروز، فريدون، ابوذر، فروزان، ساختارB ، سروش از مخازن بزرگ ماسه سنگي و برخي از مشهورترين مخازن بزرگ كربناته شامل ميدان پارس جنوبي،آزادگان، آسماري، هفت كل ، بي بي حكيمه و خانگيران است (مراجعه شود به جدول 3).
اكتشاف ميادين هيدروكربوري جديد و توسعه ميادين در حال توليد فعلي، ارائه گزارش هاي دقيق از ذخيره قطعي هيدروكربوري كشورمان را بسيار دشوار ساخته است. اين در حالي است كه برخي حوادث نيز چون بلاياي طبيعي و بعضاً نا آرامي هاي مرزي حمايت شده از طرف كشور هاي استعماري اين ارقام را تحت الشعاع قرار مي دهد براي مثال طي جنگ تحميلي ١٩٨٠ چندين ميدان هيدروكربوري توسط رژيم بعث عراق از بين رفت (Alsharhan and Nairn, 1997).
بسياري از نام هاي ميادين نفتي و گازي ايران بعد از انقلاب اسلامي تغيير يافت و گزارشي دقيق از آن ارائه نشد. گاهاً برخي ميادين داراي دو نام متفاوت مي باشند و يا با تلفظ هاي مختلف بيان مي شوند. براي مثال ميادين كوشك و حسينيه امروزه با يك نام (يادآوران) مصطلح مي باشد يا ميادين ابوذر (اردشير سابق) و دورود (داريوش سابق) از مثال هاي تغيير نامي مي باشد اين چنين تغييرات اسمي اجتناب ناپذير است و در اكثر كشور هاي ديگر نيز رايج مي باشد مثلاً بعد از فروپاشي رژيم بعث عراق ميدان نفتي صدام به آجيل (Ajil) تغيير نام يافت Horn, 2006; Alsharhan and Nairn, 1997)).
در كنار اين مسائل دشواري دسترسي به اطلاعات به روز شده و دقيق، خلأ يك بانك اطلاعاتي براي كشوري كه جز سه كشور اول از لحاظ منابع انرژي هيدروكربوري است را نشان مي دهد. داشتن اطلاعاتي كلي درباره موقعيت و پراكندگي، ذخيره قطعي، نوع تله مخزني، سنگ مخزن، سنگ منشاً، سنگ پوش و معلوماتي از اين قبيل بسيار ضروري است.
بر اساس تخمين مجله نفت و گاز در سال ٢٠٠٥ مخازن قطعي نفتي ايران به ٨/١٢٥ بيليون بشكه (١٠ درصد كل نفت دنيا) رسيده است. با محاسبه گزارش وزارت نفت بعد از كشف ميادين كوشك و حسينيه در ايالت خوزستان ذخيره قطعي به ١٣٢ بيليون بشكه افزايش يافت. اكثر مخازن نفتي ايران در ميادين بزرگ خشكي (Onshore) در منطقه خوزستان و نزديك مرز عراق قرار دارد. بطور كلي ايران ٤٠ مخزن توليدي بزرگ ( ٢٧ ميدان در خشكي و ١٣ ميدان در دريا (Offshore)) دارد. ميادين نفتي خشكي به ترتيب اهميت و حجم توليد عبارتند از: اهواز- آسماري ، گچساران، بنگستان، مارون، آقاجري، كرنج- پارسي، رگه سفيد، بي بي حكيمه، پازانان. همچنين ميادين نفتي سلمان، دورود ، ابوذر، سيري EوA وسروش- نوروز به ترتيب داراي مهم ترين مخازن نفتي دريايي هستند ( EIA, 2006).
متد اكتشاف اكثر مخازن هيدروكربوري ايران بررسي هاي لرزه اي و زمين شناسي بوده است ولي در برخي موارد تراوش هيدروكربورها به سطح زمين موجب اكتشاف ميادين شده است براي مثال مخازن مسجد سليمان، نفت شاه، آقاجري، نفت سفيد به اين طريق يافت شده اند. عمدتاً مخازن در ايران داراي تله هاي ساختماني طاقديسي مي باشند و تعدادي نيز تله هاي ساختماني در ارتباط با نفوذ توده هاي نمكي مي باشد (مثلاً ميدان رخش) (Alsharhan and Nairn, 1997).
ايران داراي مخازن شكسته بزرگ و بسيار بزرگي مي باشد كه غالباً سنگ مخزن آنها سازند آسماري با سن اليگو ميوسن مي باشد مخازن آقاجري، بي بي حكيمه، هفت كل، سليمان (كوه آسماري)، كازرون (كوه دشتك)، لالي (كوه پابده-گورپي)، گچساران (كوه پاهين)، پاريس، پازانان، كرنج، پر سياه، مسجد سليمان از اين جمله مخازن هستند همچنين شكستگي گروه بنگستان در مخزن بل حوران و ياماما در مخزن دورود (هر دو به سن كرتاسه) عامل اصلي ايجاد مخزن بوده است (Nelson, 2001; Alsharhan and Nairn, 1997).
عمدتاً شيل ها و سنگ آهك هاي آرژيليتي سازند هاي گورپي و كژدمي سنگ منشأ اكثر ميادين را تشكيل مي دهد در برخي مخازن نيز، سازند گرو، برخي از سازندهاي گروه بنگستان (بويژه سروك و ايلام) و برخي از سازندهاي گروه خامي (بويژه گدون و بخش زيرين سورمه) سنگ منشأ نفت و گاز شناخته شده است. سازند گورپي در ميادين هفت كل، كرنج، مسجد سليمان، نفت شاه ، پرسياه، پاريس، پازانان، مارون، نفت سفيد و سازند كژدمي در مخازن سيروس، بل حوران، نوروز به تنهايي سنگ منشأ مي باشند و در مخازن آقاجري، بي بي حكيمه، بينك، لبه سفيد، رگه سفيد، اهواز و منصوري هر دو اين سازند ها (گورپي و كژدمي) مشتركاً سنگ منشأ را تشكيل مي دهند. در بقيه مخازن چون خرگ ( گدون و گچساران)، كوپل ( گورپي و گروه بنگستان)، مارون و نفت سفيد (گروه بنگستان) ، رستم ( سروك و بخش زيرين سورمه )، رخش ( گدون و بخش زيرين سورمه)، سولابدار (كژدمي و گروه خامي)، بحرگانسار (گورپي، ايلام و كژدمي) سنگ منشأ مي باشند. سنگ منشأ ايالت مخازن گازي حوضه خليج فارس شيل هاي سيلورين زيرين (سازند سرچاهان) است.(Alsharhan and Nairn, 1997).
سنگ مخازن نفتي ايران عمدتاً سن كرتاسه و ترشيري دارد در مياديني مانند ساسان و رخش سازند عرب به سن ژوراسيك سنگ مخزن مي باشد. سازند آسماري در مخازن شكسته و همچنين در مخازن لبه سفيد، رگه سفيد، بينك، خرگ، كوپل، مارون، نفت شاه، نفت سفيد از اصلي ترين سنگ مخازن ايران است. گروه بنگستان (در مخازن بل حوران، آقاجري، بينك، كوپال، مارون، لبه سفيد، نفت سفيد) ، نحر امر، كژدمي، بورگان، سروك، فهليان، گروه خامي، ايلام، عرب، غار،جهرم از ديگر توالي هاي مخزني مهم مي باشند (Alsharhan and Nairn, 1997). برخي مخازن داراي سنگ مخزن ماسه تحكيم‌نيافته هستند كه مخازن سيروس (بورگان) و فروزان از آن جمله مي باشند (Horn, 2006).
سنگ مخزن مخازن گازي ايران عمدتاً سن پرموترياس داشته و در گروه دهرم (سازند هاي فراقون، دالان و كنگان) واقع شده است. توليد مخازن بسيار بزرگ گازي کوه مند، پارس جنوبي و پارس شمالي، نار، دالان، آغار، لامرد، واروي، سمند، کنگان، بندوبست ، هما ، تابناک، شانول وعسلويه در ايران و ساير ميادين در منطقه خليج فارس و کشورهاي پيرامون آن نيز از اين توالي هاي کربناته صورت مي گيرد. بقيه مخازن سني جوانتر دارند همچون ميدان هاي تنگ بيجار در سازند سروك، سرخون در سازند جهرم و عضو گوري، گورزين در سازند آسماري، سازندهاي سروك و فهليان، گشوي جنوبي در سازندهاي سروك، پايده و آسماري، سورو در سازندهاي گدوان و داريان. مخازن پارس جنوبي ، پارس شمالي، كنگان، نار در حوضه خليج فارس و خانگيران ( حوضه شمال شرق) به ترتيب بيشترين حجم گاز را دارا هستند (Bahmannia,2006).
سنگ پوش مخازن نيز اغلب سازند گچساران و بنگستان بوده و همچنين سازندهاي كژدمي، هيث، بورگان، سروك، گدون، گورپي، گروه خامي، بخش زيرين سورمه، بخش زيرين فارس، جهرم در ميادين مختلف سنگ پوش مي باشند. سازند گچساران در هفت كل، كرنج، مسجد سليمان، پرسياه، پاريس، پازانان، آقاجري، بي بي حكيمه، بينك، خرگ، لبه سفيد، مارون، نفت سفيد، رگه سفيد، اهواز، ميدان گچساران ، منصوري، نفت شاه سنگ پوش مي باشد. سازند بنگستان هم در ميادين بل حوران، نفت سفيد، آقاجري، بينك، لبه سفيد، مارون، گچساران، بحر گانسار و كوپال و سازند كژدمي در مخازن رخش، رستم، منصوري، نوروز و سولابدار (به همراه گروه خامي) سنگ پوش مي باشد. سازند هاي سروك ( در مخازن بي بي حكيمه ، رگه سفيد و اهواز)، هيث (در مخازن ساسان، رخش و رستم) ، بورگان به همراه كژدمي (سيروس)، گدون (خرگ)، گورپي (در مخازن كوپال و اهواز)، سورمه زيرين (رستم)، فارس زيرين (بحر گانسار) و جهرم (بحرگانسار) نيز سنگ پوش مي باشد (Alsharhan and Nairn, 1997).
زمين شناسي مخازن هيدروكربوري ايران
زمين شناسي مخازن هيدروكربوري ايراننويسنده : بهروز اسرافيلي ديزجي و جواد رباني بهروز اسرافيلي ديزجي1 و جواد رباني2
دانشجوي كارشناسي ارشد رسوب شناسي و سنگ شناسي رسوبي دانشگاه تهران1
دانشجوي كارشناسي ارشد چينه شناسي و فسيل شناسي دانشگاه تهران2
چكيده :
كشور ما از لحاظ وجود مخازن هيدروكربوري جزء كشور هاي بسيار غني دنيا محسوب مي شود. ولي با وجود اين آگاهي ما دانشجويان زمين شناسي و ديگر هم وطنان درباره ذخاير ملي كشورمان بسيار پراكنده و ناچيز است. به طوري كه براي دسترسي به چنين اطلاعاتي بايد دست به دامان مقالات خارجي و قديمي شويم. عدم وجود پايگاه اطلاعاتي ((Data base، اكتشاف ميادين جديد در سالهاي اخير، تغيير نام ميادين، فقدان ومشكلات دسترسي به منابع مفيد و به روز شده و عدم وجود گزارش هاي دقيق داخلي در مورد مخازن هيدروكربوري كشور عزيزمان ايران از دلايل اصلي در اين باره است. اگرچه داشتن اطلاعات بسيار جزئي از مخازن ضروري نيست ولي دانستن كلياتي در مورد زمين شناسي مخازن هيدروكربوري كشورمان بسيار حائز اهميت است. اين مقاله سعي دارد با استناد به معتبرترين و جديدترين منابع موجود اطلاعاتي كلي در اين موضوع را در اختيار دانشجويان و علاقه مندان قرار دهد.
بحث
كشور هاي خاورميانه كه شامل ايران، بحرين، عراق، كويت، عمان، قطر، عربستان سعودي و امارات متحده عربي است، ٦٠ در صد مخازن قطعي نفت جهان و ٤٠ درصد مخازن گاز طبيعي دنيا را دارا هستند (Riazi and AliMansoori, 2006). مخازن خاورميانه عمدتاً سن مزوزوئيك، تله از نوع ساختماني، سنگ مخزن كربناته، عمق مخزني متوسط (كمتر از ٥/٤ كيلومتر) و قابليت بازيافت دارند كه در ٦٠ سال اخير اكتشاف يافته اند (Horn, 2003).
كشور ما از لحاظ منابع نفتي و گازي به ترتيب مقام سوم و دوم را در جهان دارد. در واقع ١٠ درصد كل نفت كره زمين (٥/١٣٢ بيليون بشكه) و ١٦ درصد كل گاز كشف شده جهان (٩٧١ تريليون فوت مكعب) در سرزمين ما قرار دارد. تنها كشورهاي عربستان سعودي و كانادا ذخيره نفتي بيشتري از ايران دارند. در مورد مخازن گازي نيز كشور روسيه ركورد بالاتري از ايران را داراست ((Saxton, 2006; Bahmannia, 2006.
تاريخچه توليد اقتصادي نفت در خاورميانه با اكتشاف مخزن نفتي (مسجد سليمان) در سال ١٩٠٨ در ايران آغاز شد. در سالهاي بعد اكتشافات با ميادين نفتي در كويت (١٩٣٧) و عربستان صعودي (1938) ادامه يافت (Riazi et al, 2004).
قسمت اعظم مخازن ايران در پهنه زمين شناسي زاگرس و حوضه خليج هميشه فارس واقع شده است. در شمال شرق (كپه داغ) و شمال غرب (دشت مغان) كشور نيز اكتشافاتي صورت گرفته است و هم اكنون پي جويي ها براي يافتن مخازن جديدتر در اين قسمت ها نيز در حال انجام است.
برخي از اين مخازن در مرز سياسي بين ايران و كشورهاي همسايه توسعه يافته است. اين مخازن از لحاظ زمين شناسي يكپارچه و از لحاظ مالكيت مشترك است. بزرگترين ميادين نفتي و گازي كشف شده ايران تاكنون جزء مخازن مشترك محسوب مي شوند. ميدان نفتي فوق عظيم آزادگان كه در 80 كيلومتري غرب اهواز و نزديك مرز ايران و عراق واقع است با ذخيره 31 ميليارد بشكه نفت درجا و وسعت 1400 كيلومتر مربع در سال 1378 كشف شده است و احتمالاً يك مخزن مشترك باشد و قسمتهايي از آن تا كشور عراق توسعه يافته باشد. تاكنون فعاليت اكتشافي در اين رابطه در طرف همسايه جهت تأييد اين مسئله صورت نگرفته است. بزرگترين مخزن گازي دنيا (ميدان پارس جنوبي به همراه ميدان شمال قطر) نيز يك مخزن مشترك مي باشد كه به تنهايي ١٩ درصد گاز كل دنيا را در خود ذخيره كرده است سهم ايران از اين مخزن مشترك ٥ درصد (در ميدان پارس جنوبي) و قطر 14 درصد (در ميدان شمال) است (Kessler, 2006).
طي پروژه عظيم انرژي جهان سازمان زمين شناسي ايالات متحده آمريكا (199٨) كل كره زمين به ٨ منطقه انرژي تقسيم شده است. در اين تقسيم بندي ايالت هاي زمين شناسي، نفتي، گازي ايران به ٢٦ زون طبقه بندي شده است. اين زون ها عبارتند از: حوضه كاسپين مياني، حوضه كاسپين جنوبي، حوضه كورا، بلندي هاي قره بغاز-قره قوم، حوضه آمودريا، كوه هاي عمان، حوضه خليج عمان، حوضه رب الخالي، كمان هموكلاين داخلي-مركزي، بالاآمدگي غوار بزرگ، حوضه ويدين-پلتفرم داخلي، حوضه پيش گودال مزوپوتامين، ارس، لسركوكاسوس، حوضه هاي ايران مركزي، ريز قاره ايران مركزي، بلوك لوت و مناطق پست، كمربند چين خورده البرز، افغانستان جنوبي، مكران، بلوچستان، افغانستان مركزي، زون زاگرس رورانده، كمربند زاگرس چين خورده، حوضه پيش گودال مزوپوتامين، كمان قطر (Pollastro et al, 1998).
در حدود ٤٣ درصد مخازن ايران جزء مخازن بزرگ و بسيار بزرگ محسوب مي شود كه تعداد ٦٤ مخزن گازي و نفتي را شامل مي شود. صرفاً از لحاظ تعداد مخازن و بدون توجه به حجم هيدروكربورها تقريباً ٩٠ درصد مخازن بزرگ ايران كربناته و ١٠ درصد ماسه سنگي مي باشد از اين تعداد 12/53 درصد مخازن بزرگ نفتي و 87/46 درصد آن گازي مي باشد ( شكل ٢ و جدول1) (Horn, 2006). به نظر مي رسد از لحاظ حجم هيدروكربوري نيز نسبت مخازن كربناته به ماسه سنگي تقريباً 9 به 1 صادق باشد.
مخازن اهواز، نوروز، فريدون، ابوذر، فروزان، ساختارB ، سروش از مخازن بزرگ ماسه سنگي و برخي از مشهورترين مخازن بزرگ كربناته شامل ميدان پارس جنوبي،آزادگان، آسماري، هفت كل ، بي بي حكيمه و خانگيران است (مراجعه شود به جدول 3).
اكتشاف ميادين هيدروكربوري جديد و توسعه ميادين در حال توليد فعلي، ارائه گزارش هاي دقيق از ذخيره قطعي هيدروكربوري كشورمان را بسيار دشوار ساخته است. اين در حالي است كه برخي حوادث نيز چون بلاياي طبيعي و بعضاً نا آرامي هاي مرزي حمايت شده از طرف كشور هاي استعماري اين ارقام را تحت الشعاع قرار مي دهد براي مثال طي جنگ تحميلي ١٩٨٠ چندين ميدان هيدروكربوري توسط رژيم بعث عراق از بين رفت (Alsharhan and Nairn, 1997).
بسياري از نام هاي ميادين نفتي و گازي ايران بعد از انقلاب اسلامي تغيير يافت و گزارشي دقيق از آن ارائه نشد. گاهاً برخي ميادين داراي دو نام متفاوت مي باشند و يا با تلفظ هاي مختلف بيان مي شوند. براي مثال ميادين كوشك و حسينيه امروزه با يك نام (يادآوران) مصطلح مي باشد يا ميادين ابوذر (اردشير سابق) و دورود (داريوش سابق) از مثال هاي تغيير نامي مي باشد اين چنين تغييرات اسمي اجتناب ناپذير است و در اكثر كشور هاي ديگر نيز رايج مي باشد مثلاً بعد از فروپاشي رژيم بعث عراق ميدان نفتي صدام به آجيل (Ajil) تغيير نام يافت Horn, 2006; Alsharhan and Nairn, 1997)).
در كنار اين مسائل دشواري دسترسي به اطلاعات به روز شده و دقيق، خلأ يك بانك اطلاعاتي براي كشوري كه جز سه كشور اول از لحاظ منابع انرژي هيدروكربوري است را نشان مي دهد. داشتن اطلاعاتي كلي درباره موقعيت و پراكندگي، ذخيره قطعي، نوع تله مخزني، سنگ مخزن، سنگ منشاً، سنگ پوش و معلوماتي از اين قبيل بسيار ضروري است.
بر اساس تخمين مجله نفت و گاز در سال ٢٠٠٥ مخازن قطعي نفتي ايران به ٨/١٢٥ بيليون بشكه (١٠ درصد كل نفت دنيا) رسيده است. با محاسبه گزارش وزارت نفت بعد از كشف ميادين كوشك و حسينيه در ايالت خوزستان ذخيره قطعي به ١٣٢ بيليون بشكه افزايش يافت. اكثر مخازن نفتي ايران در ميادين بزرگ خشكي (Onshore) در منطقه خوزستان و نزديك مرز عراق قرار دارد. بطور كلي ايران ٤٠ مخزن توليدي بزرگ ( ٢٧ ميدان در خشكي و ١٣ ميدان در دريا (Offshore)) دارد. ميادين نفتي خشكي به ترتيب اهميت و حجم توليد عبارتند از: اهواز- آسماري ، گچساران، بنگستان، مارون، آقاجري، كرنج- پارسي، رگه سفيد، بي بي حكيمه، پازانان. همچنين ميادين نفتي سلمان، دورود ، ابوذر، سيري EوA وسروش- نوروز به ترتيب داراي مهم ترين مخازن نفتي دريايي هستند ( EIA, 2006).
متد اكتشاف اكثر مخازن هيدروكربوري ايران بررسي هاي لرزه اي و زمين شناسي بوده است ولي در برخي موارد تراوش هيدروكربورها به سطح زمين موجب اكتشاف ميادين شده است براي مثال مخازن مسجد سليمان، نفت شاه، آقاجري، نفت سفيد به اين طريق يافت شده اند. عمدتاً مخازن در ايران داراي تله هاي ساختماني طاقديسي مي باشند و تعدادي نيز تله هاي ساختماني در ارتباط با نفوذ توده هاي نمكي مي باشد (مثلاً ميدان رخش) (Alsharhan and Nairn, 1997).
ايران داراي مخازن شكسته بزرگ و بسيار بزرگي مي باشد كه غالباً سنگ مخزن آنها سازند آسماري با سن اليگو ميوسن مي باشد مخازن آقاجري، بي بي حكيمه، هفت كل، سليمان (كوه آسماري)، كازرون (كوه دشتك)، لالي (كوه پابده-گورپي)، گچساران (كوه پاهين)، پاريس، پازانان، كرنج، پر سياه، مسجد سليمان از اين جمله مخازن هستند همچنين شكستگي گروه بنگستان در مخزن بل حوران و ياماما در مخزن دورود (هر دو به سن كرتاسه) عامل اصلي ايجاد مخزن بوده است (Nelson, 2001; Alsharhan and Nairn, 1997).
عمدتاً شيل ها و سنگ آهك هاي آرژيليتي سازند هاي گورپي و كژدمي سنگ منشأ اكثر ميادين را تشكيل مي دهد در برخي مخازن نيز، سازند گرو، برخي از سازندهاي گروه بنگستان (بويژه سروك و ايلام) و برخي از سازندهاي گروه خامي (بويژه گدون و بخش زيرين سورمه) سنگ منشأ نفت و گاز شناخته شده است. سازند گورپي در ميادين هفت كل، كرنج، مسجد سليمان، نفت شاه ، پرسياه، پاريس، پازانان، مارون، نفت سفيد و سازند كژدمي در مخازن سيروس، بل حوران، نوروز به تنهايي سنگ منشأ مي باشند و در مخازن آقاجري، بي بي حكيمه، بينك، لبه سفيد، رگه سفيد، اهواز و منصوري هر دو اين سازند ها (گورپي و كژدمي) مشتركاً سنگ منشأ را تشكيل مي دهند. در بقيه مخازن چون خرگ ( گدون و گچساران)، كوپل ( گورپي و گروه بنگستان)، مارون و نفت سفيد (گروه بنگستان) ، رستم ( سروك و بخش زيرين سورمه )، رخش ( گدون و بخش زيرين سورمه)، سولابدار (كژدمي و گروه خامي)، بحرگانسار (گورپي، ايلام و كژدمي) سنگ منشأ مي باشند. سنگ منشأ ايالت مخازن گازي حوضه خليج فارس شيل هاي سيلورين زيرين (سازند سرچاهان) است.(Alsharhan and Nairn, 1997).
سنگ مخازن نفتي ايران عمدتاً سن كرتاسه و ترشيري دارد در مياديني مانند ساسان و رخش سازند عرب به سن ژوراسيك سنگ مخزن مي باشد. سازند آسماري در مخازن شكسته و همچنين در مخازن لبه سفيد، رگه سفيد، بينك، خرگ، كوپل، مارون، نفت شاه، نفت سفيد از اصلي ترين سنگ مخازن ايران است. گروه بنگستان (در مخازن بل حوران، آقاجري، بينك، كوپال، مارون، لبه سفيد، نفت سفيد) ، نحر امر، كژدمي، بورگان، سروك، فهليان، گروه خامي، ايلام، عرب، غار،جهرم از ديگر توالي هاي مخزني مهم مي باشند (Alsharhan and Nairn, 1997). برخي مخازن داراي سنگ مخزن ماسه تحكيم‌نيافته هستند كه مخازن سيروس (بورگان) و فروزان از آن جمله مي باشند (Horn, 2006).
سنگ مخزن مخازن گازي ايران عمدتاً سن پرموترياس داشته و در گروه دهرم (سازند هاي فراقون، دالان و كنگان) واقع شده است. توليد مخازن بسيار بزرگ گازي کوه مند، پارس جنوبي و پارس شمالي، نار، دالان، آغار، لامرد، واروي، سمند، کنگان، بندوبست ، هما ، تابناک، شانول وعسلويه در ايران و ساير ميادين در منطقه خليج فارس و کشورهاي پيرامون آن نيز از اين توالي هاي کربناته صورت مي گيرد. بقيه مخازن سني جوانتر دارند همچون ميدان هاي تنگ بيجار در سازند سروك، سرخون در سازند جهرم و عضو گوري، گورزين در سازند آسماري، سازندهاي سروك و فهليان، گشوي جنوبي در سازندهاي سروك، پايده و آسماري، سورو در سازندهاي گدوان و داريان. مخازن پارس جنوبي ، پارس شمالي، كنگان، نار در حوضه خليج فارس و خانگيران ( حوضه شمال شرق) به ترتيب بيشترين حجم گاز را دارا هستند (Bahmannia,2006).
سنگ پوش مخازن نيز اغلب سازند گچساران و بنگستان بوده و همچنين سازندهاي كژدمي، هيث، بورگان، سروك، گدون، گورپي، گروه خامي، بخش زيرين سورمه، بخش زيرين فارس، جهرم در ميادين مختلف سنگ پوش مي باشند. سازند گچساران در هفت كل، كرنج، مسجد سليمان، پرسياه، پاريس، پازانان، آقاجري، بي بي حكيمه، بينك، خرگ، لبه سفيد، مارون، نفت سفيد، رگه سفيد، اهواز، ميدان گچساران ، منصوري، نفت شاه سنگ پوش مي باشد. سازند بنگستان هم در ميادين بل حوران، نفت سفيد، آقاجري، بينك، لبه سفيد، مارون، گچساران، بحر گانسار و كوپال و سازند كژدمي در مخازن رخش، رستم، منصوري، نوروز و سولابدار (به همراه گروه خامي) سنگ پوش مي باشد. سازند هاي سروك ( در مخازن بي بي حكيمه ، رگه سفيد و اهواز)، هيث (در مخازن ساسان، رخش و رستم) ، بورگان به همراه كژدمي (سيروس)، گدون (خرگ)، گورپي (در مخازن كوپال و اهواز)، سورمه زيرين (رستم)، فارس زيرين (بحر گانسار) و جهرم (بحرگانسار) نيز سنگ پوش مي باشد (Alsharhan and Nairn, 1997).
علیرضا خالقی
عضو جدید
خلخل و تراوایی در مخازن هیدروکربنی
خلخل و تراوایی در مخازن هیدروکربنی
اندازه‌گیری تخلخل:
تخلخل را می‌توان به طور مستقیم از مغزه‌ها، به طور غیرمستقیم از نمودارهای ژئوفیزیکی (چاه‌پیمایی) و از داده‌های لرزه‌نگاری اندازه‌گیری کرد و . اندازه‌گیری تخلخل به طور غیرمستقیم از نمودارهای صوتی، نوترون، تلفیق این دو نمودار وغیره انجام‌پذیر می‌باشد.
مقدار تخلخل اغلب مخازن از 5 تا 30 درصد متغیر می‌باشد که مقدار متداول آن بین 10 تا 20 درصد است. سنگهای کربناته اصولاً دارای مقدار تخلخل پائین‌تری نسبت به ماسه‌سنگها بوده ولی به واسطه پدیده‌های ثانویه از تخلخل بالاتر و تراوایی مؤثرتر برخوردار می‌شود. مخزن دارای تخلخل کمتر از 5 درزصد و فاقد شکستگی و درز را می‌توان غیراقتصادی تلقی کرد.
اندازه‌گیری تخلخل برمبنای محاسبة آن در آزمایشگاه برروی خرده سنگها و یا قطعات درشت‌تر استوار می‌باشد. علاوه برآن مقدار تخلخل را می‌توان از نمودارهای مختلف ژئوفیزیکی، حفاری و زمین‌شناسی اندازه‌گیری کرد.
ALIREZA2010KH@GMAIL.COM
خلخل و تراوایی در مخازن هیدروکربنی
تعریف و طبقه‌بندی:
تخلخل از جمله خصوصیات مهم نفت‌گیر محسوب می‌شود. زیرا خلل، شکستگی‌ها و معابر سنگ عامل مؤثر در ذخیره‌سازی مخزن می‌باشد. فضای حفره‌ها غالباً توسط آب اولیه پر شده است. این فضاها در مخازن نفت علاوه برآب اولیه حاوی نفت و گاز می‌باشد. تخلخل به صورت نسبت فضاهای خالی سنگ به حجم کل سنگ توصیف می‌شود.
تخلخل غالباً بصورت حرف یونانی فی نشان داده می‌شود. تخلخل مؤثر به مجموعه منافذ به هم مرتبط گفته می‌شود. تخلخل غیر مؤثر به مجموعه خلل غیرمرتبط گفته می‌شود. ارتباط خلل به یکدیگر ممکن است از یک معبر یا چند معبر برقرار شود.
انتقال نفت و گاز از معابر خلل به هم مرتبط صورت می‌گیرد. نسبت تخلخل کل به تخلخل مؤثر از نظر زمین‌شناسی نفت حائز اهمیت ویژه‌ای است، زیرا که به طور مستقیم به تراوایی سنگ مربوط می‌شود.
اندازه، شکل و قطر خلل و مقدار پیچاپیچی معابر ارتباطی منافد اثر مهمی برتولید مخزن دارد. تجزیه و تحلیل شکل خلل و نحوة تداوم معابر ارتباطی دشوار به نظر می‌رسد. برای مثال منافذ آغشته به محلول ممکن است توسط املاح محلول پرکننده را سبب شده و متعاقباً بخشی از سیمان دوباره حل شده باشد. دو نوع تخلخل با توجه به زمان تشکیل آن قابل تشخیص می‌باشد.
تخلخل اولیه :
این منفاذ در ضمن ته نشست رسوبات تشکیل می‌شود. خلل اولیه به منافذ بین دانه‌ای و داخل دانه‌ای قابل تفکیک می‌باشد. خلل بین دانه‌ای در اکثر رسوبات دیده می‌شود. این نوع منافذ در سنگهای رسی و آهکی به واسطه پدیده تراکم و سیمان‌شدگی بسرعت از بین می‌رود. منافذ اولیه موجود در مخازن ماسه‌ای غالباً از نوع بین دانه است.
خلل داخل دانه‌ای بیشتر در دانه‌های اسکلتی ماسه‌ها آهکی وجود دارد. بسیاری از این خلل به واسطه پدیده سیمان‌شدگی و تراکم در مخازن آهکی از بین رفته‌اند
تخلل ثانویه:
منافذ ثانویه سنگهای رسوبی حاصل پدیده انحلال می‌باشد. بسیاری از کانیهای سنگ ممکن است حل شده و فضای ناشی از انحلال در آن باقی بماند. منافذ حاصل از انحلال در سنگهای آهکی درصد حجمی شایانی از سنگ را شامل می‌شوند. تخلخل ثانویه از نوع انحلال در مخازن آهکی به مراتب بیشتر از مخازن ماسه‌سنگی می‌باشد.
تخلخل قالبی و حفرهغای نیز از حمله منافذ حاصل از انحلال محسوب می‌شود. تخلخل قالبی محدود به انحلال دانه و یا انحلال زمینه سنگ بوده و به این دلیل به صورت بافت انتخابی در سنگ باقی می‌ماند. در حالیکه مرزهای دانه‌ای و زمینه سنگ و یا سیمان اولیه توسط خلل از نوع حفره‌ای قطع می‌شود. اندازه منافذ در خلل حفره‌ای غالباً بزرگتر از منافذ در خلل از نوع قالبی می‌باشد. حفره‌هایی با ابعاد بزرگتر را تخلخل از نوع غاری گویند که ممکن است قطر منافذ آن تا 5/0 متر برسد.
تخلخل فنسترال از انواع تخلخل اولیه محسوب می‌شود. فضاهای مربوط به خلل نوع فنسترال بطور همزمان و در حین رسوب‌گذاری در بخش زیرین قطعات اسکلتی و در حد فاصل آن قطعات با رسوبات ایجاد می‌شود. تخلخل نوع فنسترال در رسوبات بیوپل میکرایت مختص محیط مرادابی توسعه بیشتر پیدا می‌کند.
تخلخل بین بلوری به فضاهای موجود در حد فاصل بلورهای سنگ گفته می‌شود. تخلخل بین بلوری از نوع ثانویه بوده و از نظر زمین‌شناسی نفت و به خصوص در ارتباط با سنگهای کربناته حائز اهمیت می‌باشد. اغلب سنگهای آهکی متبلور دارای تخلخل ضعیف می‌باشد. سنگهای متبلور دولومیتی به خصوص با بافت دانه شکری از تخلخل بالایی برخوردار است. تخلخل بین بلوری در دولومیت‌هایی که از جانشینی کلسیت حاصل شده توسعه یافته است.
شکستگی‌های سنگ نه تنها سبب افزایش مقدار تخلخل می‌شود بلکه در بهتر نمودن وضعیت تراوایی سنگ نقش بسزایی ایفاء می‌کند. سنگها و یا رسوبات سست با سیمان ضعیف فاقد شکستگی درزهای شاخص می‌باشد. زیرا این رسوبات، در مقابل فشار وارده حالت جریان پلاستیکی به خود می‌گیرد.
شکستگی‌ها اصولاً در سنگهایی با خاصیت شکنندگی از جمله ماسه سنگهای آهکی شیلها و سنگهای آذرین و دگرگونی ایجاد می‌شود. شکستگی‌ها را در زیر زمین به خصوص درمناطق نفت‌خیز می‌توان ازطریق چاه‌پیمایی، اطلاعات لرزه‌نگاری و تاریخچه تولید چاه ردیابی کرد.
منافذ حاصل از شکستگی‌ها در سنگهای شکننده، درامتداد محور طاقدیس و ناودیس و در مجاروت گسل‌ها و در زیر سطوح دگرشیبی‌ها (به خصوص در سنگهای آهکی) متمرکز می‌باشد.
تقسیم‌بندی تخلخل در صنایع نفت به شرح زیر است :
-قابل اغماض (تخلخل از صفر تا 5 درصد)
-ضعیف (تخلخل از 5 تا 10 درصد)
-مناسب (تخلخل از 10 تا 15 درصد)
-خوب (تخلخل از 15 تا 20 درصد)
-خیلی خوب (تخلخل از 20 تا 25 درصد)
تخلخل از جمله خصوصیات مهم نفت‌گیر محسوب می‌شود. زیرا خلل، شکستگی‌ها و معابر سنگ عامل مؤثر در ذخیره‌سازی مخزن می‌باشد. فضای حفره‌ها غالباً توسط آب اولیه پر شده است. این فضاها در مخازن نفت علاوه برآب اولیه حاوی نفت و گاز می‌باشد. تخلخل به صورت نسبت فضاهای خالی سنگ به حجم کل سنگ توصیف می‌شود.
تخلخل غالباً بصورت حرف یونانی فی نشان داده می‌شود. تخلخل مؤثر به مجموعه منافذ به هم مرتبط گفته می‌شود. تخلخل غیر مؤثر به مجموعه خلل غیرمرتبط گفته می‌شود. ارتباط خلل به یکدیگر ممکن است از یک معبر یا چند معبر برقرار شود.
انتقال نفت و گاز از معابر خلل به هم مرتبط صورت می‌گیرد. نسبت تخلخل کل به تخلخل مؤثر از نظر زمین‌شناسی نفت حائز اهمیت ویژه‌ای است، زیرا که به طور مستقیم به تراوایی سنگ مربوط می‌شود.
اندازه، شکل و قطر خلل و مقدار پیچاپیچی معابر ارتباطی منافد اثر مهمی برتولید مخزن دارد. تجزیه و تحلیل شکل خلل و نحوة تداوم معابر ارتباطی دشوار به نظر می‌رسد. برای مثال منافذ آغشته به محلول ممکن است توسط املاح محلول پرکننده را سبب شده و متعاقباً بخشی از سیمان دوباره حل شده باشد. دو نوع تخلخل با توجه به زمان تشکیل آن قابل تشخیص می‌باشد.
تخلخل اولیه :
این منفاذ در ضمن ته نشست رسوبات تشکیل می‌شود. خلل اولیه به منافذ بین دانه‌ای و داخل دانه‌ای قابل تفکیک می‌باشد. خلل بین دانه‌ای در اکثر رسوبات دیده می‌شود. این نوع منافذ در سنگهای رسی و آهکی به واسطه پدیده تراکم و سیمان‌شدگی بسرعت از بین می‌رود. منافذ اولیه موجود در مخازن ماسه‌ای غالباً از نوع بین دانه است.
خلل داخل دانه‌ای بیشتر در دانه‌های اسکلتی ماسه‌ها آهکی وجود دارد. بسیاری از این خلل به واسطه پدیده سیمان‌شدگی و تراکم در مخازن آهکی از بین رفته‌اند
تخلل ثانویه:
منافذ ثانویه سنگهای رسوبی حاصل پدیده انحلال می‌باشد. بسیاری از کانیهای سنگ ممکن است حل شده و فضای ناشی از انحلال در آن باقی بماند. منافذ حاصل از انحلال در سنگهای آهکی درصد حجمی شایانی از سنگ را شامل می‌شوند. تخلخل ثانویه از نوع انحلال در مخازن آهکی به مراتب بیشتر از مخازن ماسه‌سنگی می‌باشد.
تخلخل قالبی و حفرهغای نیز از حمله منافذ حاصل از انحلال محسوب می‌شود. تخلخل قالبی محدود به انحلال دانه و یا انحلال زمینه سنگ بوده و به این دلیل به صورت بافت انتخابی در سنگ باقی می‌ماند. در حالیکه مرزهای دانه‌ای و زمینه سنگ و یا سیمان اولیه توسط خلل از نوع حفره‌ای قطع می‌شود. اندازه منافذ در خلل حفره‌ای غالباً بزرگتر از منافذ در خلل از نوع قالبی می‌باشد. حفره‌هایی با ابعاد بزرگتر را تخلخل از نوع غاری گویند که ممکن است قطر منافذ آن تا 5/0 متر برسد.
تخلخل فنسترال از انواع تخلخل اولیه محسوب می‌شود. فضاهای مربوط به خلل نوع فنسترال بطور همزمان و در حین رسوب‌گذاری در بخش زیرین قطعات اسکلتی و در حد فاصل آن قطعات با رسوبات ایجاد می‌شود. تخلخل نوع فنسترال در رسوبات بیوپل میکرایت مختص محیط مرادابی توسعه بیشتر پیدا می‌کند.
تخلخل بین بلوری به فضاهای موجود در حد فاصل بلورهای سنگ گفته می‌شود. تخلخل بین بلوری از نوع ثانویه بوده و از نظر زمین‌شناسی نفت و به خصوص در ارتباط با سنگهای کربناته حائز اهمیت می‌باشد. اغلب سنگهای آهکی متبلور دارای تخلخل ضعیف می‌باشد. سنگهای متبلور دولومیتی به خصوص با بافت دانه شکری از تخلخل بالایی برخوردار است. تخلخل بین بلوری در دولومیت‌هایی که از جانشینی کلسیت حاصل شده توسعه یافته است.
شکستگی‌های سنگ نه تنها سبب افزایش مقدار تخلخل می‌شود بلکه در بهتر نمودن وضعیت تراوایی سنگ نقش بسزایی ایفاء می‌کند. سنگها و یا رسوبات سست با سیمان ضعیف فاقد شکستگی درزهای شاخص می‌باشد. زیرا این رسوبات، در مقابل فشار وارده حالت جریان پلاستیکی به خود می‌گیرد.
شکستگی‌ها اصولاً در سنگهایی با خاصیت شکنندگی از جمله ماسه سنگهای آهکی شیلها و سنگهای آذرین و دگرگونی ایجاد می‌شود. شکستگی‌ها را در زیر زمین به خصوص درمناطق نفت‌خیز می‌توان ازطریق چاه‌پیمایی، اطلاعات لرزه‌نگاری و تاریخچه تولید چاه ردیابی کرد.
منافذ حاصل از شکستگی‌ها در سنگهای شکننده، درامتداد محور طاقدیس و ناودیس و در مجاروت گسل‌ها و در زیر سطوح دگرشیبی‌ها (به خصوص در سنگهای آهکی) متمرکز می‌باشد.
تقسیم‌بندی تخلخل در صنایع نفت به شرح زیر است :
-قابل اغماض (تخلخل از صفر تا 5 درصد)
-ضعیف (تخلخل از 5 تا 10 درصد)
-مناسب (تخلخل از 10 تا 15 درصد)
-خوب (تخلخل از 15 تا 20 درصد)
-خیلی خوب (تخلخل از 20 تا 25 درصد)
اندازه‌گیری تخلخل:
تخلخل را می‌توان به طور مستقیم از مغزه‌ها، به طور غیرمستقیم از نمودارهای ژئوفیزیکی (چاه‌پیمایی) و از داده‌های لرزه‌نگاری اندازه‌گیری کرد و . اندازه‌گیری تخلخل به طور غیرمستقیم از نمودارهای صوتی، نوترون، تلفیق این دو نمودار وغیره انجام‌پذیر می‌باشد.
مقدار تخلخل اغلب مخازن از 5 تا 30 درصد متغیر می‌باشد که مقدار متداول آن بین 10 تا 20 درصد است. سنگهای کربناته اصولاً دارای مقدار تخلخل پائین‌تری نسبت به ماسه‌سنگها بوده ولی به واسطه پدیده‌های ثانویه از تخلخل بالاتر و تراوایی مؤثرتر برخوردار می‌شود. مخزن دارای تخلخل کمتر از 5 درزصد و فاقد شکستگی و درز را می‌توان غیراقتصادی تلقی کرد.
اندازه‌گیری تخلخل برمبنای محاسبة آن در آزمایشگاه برروی خرده سنگها و یا قطعات درشت‌تر استوار می‌باشد. علاوه برآن مقدار تخلخل را می‌توان از نمودارهای مختلف ژئوفیزیکی، حفاری و زمین‌شناسی اندازه‌گیری کرد.
ALIREZA2010KH@GMAIL.COMصیانت از مخازن
صیانت از مخازن
صیانت از مخازن
یکی از راههای صیانت از مخازن در بردداشت های ثانویه و ثالثیه از مخازن حفظ فشار مخازن و جلوگیری از افت فشار آنها می باشد. یکی از روش های جلوگیری از افت فشار تزریق ماده مناسب به درون زمین می باشد. قبل از تزریق معمولا آزمایشات مخزنی و ژئوفیزیکی در منطقه انجام می شود. با این روش حرکت ناحیه هیدروکربنی و نوع مناسب تزریق را شناسایی می کنند.
چهار نوع تزریق در مخازن نفت صورت می گیرد. تزریق غیر امتزاجی، تزریق امتزاجی، گرمایی و میکروبیولوژی.
در تزریق غیر امتزاجی میان ماده تزریق شده و هیدروکربن های موجود در زیر زمین واکنشی صورت نکرفته و دو ماده بصورت دو فاز مختلف در زیر زمین عمل می کنند. تزریق های شامل تزریق آب، گاز سنگین و مواد هیدروکربنی می باشد. مکانیزیم حرکتی نفت در این نوع تزریق فشار تولیدی توسط ماده تزریق شده می باشد.
در تزریق امتزاجی میان ماده تزریق شده و هیدروکربن های واکنش صورت می گیرد. این اوکنش باعث ایجاد هیدروکربن هایی با ساختار ملکولی میانی (نه سنگین و نه سبک) خواهد شد. مکانیزیم حرکتی این نوع تزریق شامل کم شدن جاذبه میان نفت و سنگ مخزن، افزایش فشار بوسیله ماده تزریق شده و سبک شدن هیدروکربن در مخزن می باشد.
معمولا زمانیکه با نفت سنگین سر و کار داریم برای حرکت این نوع نفت در مخزن به سمت چاه از روش گرمایی و تزریق آب یا بخار آب به درون چاه استفاده می کنیم. این سبب بالا رفتن تمایل حرکتی نسبی نفت به آب درون مخزن خواهد شد. روش جدید ایجاد انفجار درون چاه نیز برای روش گرمایی پیشنهاد داده شده است.
روش میکروبیولوژی استفاده از باکتری هایی که موجب شکسته شدن ساختارهای ملکولی هیدروکربن های درون مخزن و بالا رفتن حرکت نسبی آنها می باشد. این روش جدید بوده و هنوز در مرحله آزمایش و پایلوت می باشد.
برای تزریق می بایستی تمامی عوامل سنگ مخزن، نوع هیدروکربن درون مخزن، فشار مخزن، مرحله بردداشت از مخزن، تجهیزات و پول تعریف شده برای پروژه و عوامل زیست محیطی مورد توجه قرار گیرند. معمولا تزریق در چاه دیگری با فاصله محاسبه شده از چاه تولیدی انجام می شود. در روش گرمایی توجه به نکات ایمنی اولویت دارد زیرا این روش خطرناک می باشد. با توجه به نوع روش های انتخاب شده، نتیجه مطلوب ممکن است سال ها زمان نیاز داشته باشد. معمولا پروژه های تزریق با توجه به قیمت های بازار نفت تعریف می شوند و ممکن است پروژه ای که امروز مقرون به صرفه باشد، در چند هفته آینده متوقف شده و روش های دیگری پیاده شوند. پس برای صرفه جویی در هزینه، مطالعه وضعیت بازار و قیمت ها از اولویت های پروژه های تزریق می باشد. تعیین نوع تزریق همچنین به مواد مورد استفاده و نزدیک بودن مواد اولیه مورد نیاز بستگی دارد. ممکن است در جایی تزریق آب مناسب باشد. ولی به علت دور بودن از منبع آب، از نظر اقتصادی تزریق آب در منطقه مقرون به صرفه نبوده و از اولویت دوم تزریق مثلا تزریق گاز استفاده شود.
ولی در هر صورت به علت هزینه های بالای تزریق و زمان بردن برای بازگشت سرمایه در پروژه های تزریق، شرکت ها قبل از عملیات مطالعات گسترده زمین شناسی، مخزنی و ژئوفیزیکی را انجام می دهند.
صیانت از مخازن
صیانت از مخازن
چهار نوع تزریق در مخازن نفت صورت می گیرد. تزریق غیر امتزاجی، تزریق امتزاجی، گرمایی و میکروبیولوژی.
در تزریق غیر امتزاجی میان ماده تزریق شده و هیدروکربن های موجود در زیر زمین واکنشی صورت نکرفته و دو ماده بصورت دو فاز مختلف در زیر زمین عمل می کنند. تزریق های شامل تزریق آب، گاز سنگین و مواد هیدروکربنی می باشد. مکانیزیم حرکتی نفت در این نوع تزریق فشار تولیدی توسط ماده تزریق شده می باشد.
در تزریق امتزاجی میان ماده تزریق شده و هیدروکربن های واکنش صورت می گیرد. این اوکنش باعث ایجاد هیدروکربن هایی با ساختار ملکولی میانی (نه سنگین و نه سبک) خواهد شد. مکانیزیم حرکتی این نوع تزریق شامل کم شدن جاذبه میان نفت و سنگ مخزن، افزایش فشار بوسیله ماده تزریق شده و سبک شدن هیدروکربن در مخزن می باشد.
معمولا زمانیکه با نفت سنگین سر و کار داریم برای حرکت این نوع نفت در مخزن به سمت چاه از روش گرمایی و تزریق آب یا بخار آب به درون چاه استفاده می کنیم. این سبب بالا رفتن تمایل حرکتی نسبی نفت به آب درون مخزن خواهد شد. روش جدید ایجاد انفجار درون چاه نیز برای روش گرمایی پیشنهاد داده شده است.
روش میکروبیولوژی استفاده از باکتری هایی که موجب شکسته شدن ساختارهای ملکولی هیدروکربن های درون مخزن و بالا رفتن حرکت نسبی آنها می باشد. این روش جدید بوده و هنوز در مرحله آزمایش و پایلوت می باشد.
برای تزریق می بایستی تمامی عوامل سنگ مخزن، نوع هیدروکربن درون مخزن، فشار مخزن، مرحله بردداشت از مخزن، تجهیزات و پول تعریف شده برای پروژه و عوامل زیست محیطی مورد توجه قرار گیرند. معمولا تزریق در چاه دیگری با فاصله محاسبه شده از چاه تولیدی انجام می شود. در روش گرمایی توجه به نکات ایمنی اولویت دارد زیرا این روش خطرناک می باشد. با توجه به نوع روش های انتخاب شده، نتیجه مطلوب ممکن است سال ها زمان نیاز داشته باشد. معمولا پروژه های تزریق با توجه به قیمت های بازار نفت تعریف می شوند و ممکن است پروژه ای که امروز مقرون به صرفه باشد، در چند هفته آینده متوقف شده و روش های دیگری پیاده شوند. پس برای صرفه جویی در هزینه، مطالعه وضعیت بازار و قیمت ها از اولویت های پروژه های تزریق می باشد. تعیین نوع تزریق همچنین به مواد مورد استفاده و نزدیک بودن مواد اولیه مورد نیاز بستگی دارد. ممکن است در جایی تزریق آب مناسب باشد. ولی به علت دور بودن از منبع آب، از نظر اقتصادی تزریق آب در منطقه مقرون به صرفه نبوده و از اولویت دوم تزریق مثلا تزریق گاز استفاده شود.
ولی در هر صورت به علت هزینه های بالای تزریق و زمان بردن برای بازگشت سرمایه در پروژه های تزریق، شرکت ها قبل از عملیات مطالعات گسترده زمین شناسی، مخزنی و ژئوفیزیکی را انجام می دهند.
ahmad_2006
عضو جدید
APPLICATION of the SAGD to an Iranian carbonate heavy oil reservoir
APPLICATION of the SAGD to an Iranian carbonate heavy oil reservoir
APPLICATION of the SAGD to an Iranian carbonate heavy oil reservoir
http://www.4shared.com/document/hjaCsN1U/SPE-100533-MS-P.html
APPLICATION of the SAGD to an Iranian carbonate heavy oil reservoir
APPLICATION of the SAGD to an Iranian carbonate heavy oil reservoir
http://www.4shared.com/document/hjaCsN1U/SPE-100533-MS-P.html
kian.kateb
عضو جدید
بررسی مخازن نفتی ایران
بررسی مخازن نفتی ایران
نويسنده : بهروز اسرافيلي ديزجي و جواد رباني
بهروز اسرافيلي ديزجي1 و جواد رباني2
دانشجوي كارشناسي ارشد رسوب شناسي و سنگ شناسي رسوبي دانشگاه تهران1
دانشجوي كارشناسي ارشد چينه شناسي و فسيل شناسي دانشگاه تهران2
چكيده :
كشور ما از لحاظ وجود مخازن هيدروكربوري جزء كشور هاي بسيار غني دنيا محسوب مي شود. ولي با وجود اين آگاهي ما دانشجويان زمين شناسي و ديگر هم وطنان درباره ذخاير ملي كشورمان بسيار پراكنده و ناچيز است. به طوري كه براي دسترسي به چنين اطلاعاتي بايد دست به دامان مقالات خارجي و قديمي شويم. عدم وجود پايگاه اطلاعاتي ((Data base، اكتشاف ميادين جديد در سالهاي اخير، تغيير نام ميادين، فقدان ومشكلات دسترسي به منابع مفيد و به روز شده و عدم وجود گزارش هاي دقيق داخلي در مورد مخازن هيدروكربوري كشور عزيزمان ايران از دلايل اصلي در اين باره است. اگرچه داشتن اطلاعات بسيار جزئي از مخازن ضروري نيست ولي دانستن كلياتي در مورد زمين شناسي مخازن هيدروكربوري كشورمان بسيار حائز اهميت است. اين مقاله سعي دارد با استناد به معتبرترين و جديدترين منابع موجود اطلاعاتي كلي در اين موضوع را در اختيار دانشجويان و علاقه مندان قرار دهد.
بحث
كشور هاي خاورميانه كه شامل ايران، بحرين، عراق، كويت، عمان، قطر، عربستان سعودي و امارات متحده عربي است، ٦٠ در صد مخازن قطعي نفت جهان و ٤٠ درصد مخازن گاز طبيعي دنيا را دارا هستند (Riazi and AliMansoori, 2006). مخازن خاورميانه عمدتاً سن مزوزوئيك، تله از نوع ساختماني، سنگ مخزن كربناته، عمق مخزني متوسط (كمتر از ٥/٤ كيلومتر) و قابليت بازيافت دارند كه در ٦٠ سال اخير اكتشاف يافته اند (Horn, 2003).
كشور ما از لحاظ منابع نفتي و گازي به ترتيب مقام سوم و دوم را در جهان دارد. در واقع ١٠ درصد كل نفت كره زمين (٥/١٣٢ بيليون بشكه) و ١٦ درصد كل گاز كشف شده جهان (٩٧١ تريليون فوت مكعب) در سرزمين ما قرار دارد. تنها كشورهاي عربستان سعودي و كانادا ذخيره نفتي بيشتري از ايران دارند. در مورد مخازن گازي نيز كشور روسيه ركورد بالاتري از ايران را داراست ((Saxton, 2006; Bahmannia, 2006.
تاريخچه توليد اقتصادي نفت در خاورميانه با اكتشاف مخزن نفتي (مسجد سليمان) در سال ١٩٠٨ در ايران آغاز شد. در سالهاي بعد اكتشافات با ميادين نفتي در كويت (١٩٣٧) و عربستان صعودي (1938) ادامه يافت (Riazi et al, 2004).
قسمت اعظم مخازن ايران در پهنه زمين شناسي زاگرس و حوضه خليج هميشه فارس واقع شده است. در شمال شرق (كپه داغ) و شمال غرب (دشت مغان) كشور نيز اكتشافاتي صورت گرفته است و هم اكنون پي جويي ها براي يافتن مخازن جديدتر در اين قسمت ها نيز در حال انجام است.
برخي از اين مخازن در مرز سياسي بين ايران و كشورهاي همسايه توسعه يافته است. اين مخازن از لحاظ زمين شناسي يكپارچه و از لحاظ مالكيت مشترك است. بزرگترين ميادين نفتي و گازي كشف شده ايران تاكنون جزء مخازن مشترك محسوب مي شوند. ميدان نفتي فوق عظيم آزادگان كه در 80 كيلومتري غرب اهواز و نزديك مرز ايران و عراق واقع است با ذخيره 31 ميليارد بشكه نفت درجا و وسعت 1400 كيلومتر مربع در سال 1378 كشف شده است و احتمالاً يك مخزن مشترك باشد و قسمتهايي از آن تا كشور عراق توسعه يافته باشد. تاكنون فعاليت اكتشافي در اين رابطه در طرف همسايه جهت تأييد اين مسئله صورت نگرفته است. بزرگترين مخزن گازي دنيا (ميدان پارس جنوبي به همراه ميدان شمال قطر) نيز يك مخزن مشترك مي باشد كه به تنهايي ١٩ درصد گاز كل دنيا را در خود ذخيره كرده است سهم ايران از اين مخزن مشترك ٥ درصد (در ميدان پارس جنوبي) و قطر 14 درصد (در ميدان شمال) است (Kessler, 2006).
طي پروژه عظيم انرژي جهان سازمان زمين شناسي ايالات متحده آمريكا (199٨) كل كره زمين به ٨ منطقه انرژي تقسيم شده است. در اين تقسيم بندي ايالت هاي زمين شناسي، نفتي، گازي ايران به ٢٦ زون طبقه بندي شده است. اين زون ها عبارتند از: حوضه كاسپين مياني، حوضه كاسپين جنوبي، حوضه كورا، بلندي هاي قره بغاز-قره قوم، حوضه آمودريا، كوه هاي عمان، حوضه خليج عمان، حوضه رب الخالي، كمان هموكلاين داخلي-مركزي، بالاآمدگي غوار بزرگ، حوضه ويدين-پلتفرم داخلي، حوضه پيش گودال مزوپوتامين، ارس، لسركوكاسوس، حوضه هاي ايران مركزي، ريز قاره ايران مركزي، بلوك لوت و مناطق پست، كمربند چين خورده البرز، افغانستان جنوبي، مكران، بلوچستان، افغانستان مركزي، زون زاگرس رورانده، كمربند زاگرس چين خورده، حوضه پيش گودال مزوپوتامين، كمان قطر (Pollastro et al, 1998).
در حدود ٤٣ درصد مخازن ايران جزء مخازن بزرگ و بسيار بزرگ محسوب مي شود كه تعداد ٦٤ مخزن گازي و نفتي را شامل مي شود. صرفاً از لحاظ تعداد مخازن و بدون توجه به حجم هيدروكربورها تقريباً ٩٠ درصد مخازن بزرگ ايران كربناته و ١٠ درصد ماسه سنگي مي باشد از اين تعداد 12/53 درصد مخازن بزرگ نفتي و 87/46 درصد آن گازي مي باشد ( شكل ٢ و جدول1) (Horn, 2006). به نظر مي رسد از لحاظ حجم هيدروكربوري نيز نسبت مخازن كربناته به ماسه سنگي تقريباً 9 به 1 صادق باشد.
مخازن اهواز، نوروز، فريدون، ابوذر، فروزان، ساختارB ، سروش از مخازن بزرگ ماسه سنگي و برخي از مشهورترين مخازن بزرگ كربناته شامل ميدان پارس جنوبي،آزادگان، آسماري، هفت كل ، بي بي حكيمه و خانگيران است (مراجعه شود به جدول 3).
اكتشاف ميادين هيدروكربوري جديد و توسعه ميادين در حال توليد فعلي، ارائه گزارش هاي دقيق از ذخيره قطعي هيدروكربوري كشورمان را بسيار دشوار ساخته است. اين در حالي است كه برخي حوادث نيز چون بلاياي طبيعي و بعضاً نا آرامي هاي مرزي حمايت شده از طرف كشور هاي استعماري اين ارقام را تحت الشعاع قرار مي دهد براي مثال طي جنگ تحميلي ١٩٨٠ چندين ميدان هيدروكربوري توسط رژيم بعث عراق از بين رفت (Alsharhan and Nairn, 1997).
بسياري از نام هاي ميادين نفتي و گازي ايران بعد از انقلاب اسلامي تغيير يافت و گزارشي دقيق از آن ارائه نشد. گاهاً برخي ميادين داراي دو نام متفاوت مي باشند و يا با تلفظ هاي مختلف بيان مي شوند. براي مثال ميادين كوشك و حسينيه امروزه با يك نام (يادآوران) مصطلح مي باشد يا ميادين ابوذر (اردشير سابق) و دورود (داريوش سابق) از مثال هاي تغيير نامي مي باشد اين چنين تغييرات اسمي اجتناب ناپذير است و در اكثر كشور هاي ديگر نيز رايج مي باشد مثلاً بعد از فروپاشي رژيم بعث عراق ميدان نفتي صدام به آجيل (Ajil) تغيير نام يافت Horn, 2006; Alsharhan and Nairn, 1997)).
در كنار اين مسائل دشواري دسترسي به اطلاعات به روز شده و دقيق، خلأ يك بانك اطلاعاتي براي كشوري كه جز سه كشور اول از لحاظ منابع انرژي هيدروكربوري است را نشان مي دهد. داشتن اطلاعاتي كلي درباره موقعيت و پراكندگي، ذخيره قطعي، نوع تله مخزني، سنگ مخزن، سنگ منشاً، سنگ پوش و معلوماتي از اين قبيل بسيار ضروري است.
بر اساس تخمين مجله نفت و گاز در سال ٢٠٠٥ مخازن قطعي نفتي ايران به ٨/١٢٥ بيليون بشكه (١٠ درصد كل نفت دنيا) رسيده است. با محاسبه گزارش وزارت نفت بعد از كشف ميادين كوشك و حسينيه در ايالت خوزستان ذخيره قطعي به ١٣٢ بيليون بشكه افزايش يافت. اكثر مخازن نفتي ايران در ميادين بزرگ خشكي (Onshore) در منطقه خوزستان و نزديك مرز عراق قرار دارد. بطور كلي ايران ٤٠ مخزن توليدي بزرگ ( ٢٧ ميدان در خشكي و ١٣ ميدان در دريا (Offshore)) دارد. ميادين نفتي خشكي به ترتيب اهميت و حجم توليد عبارتند از: اهواز- آسماري ، گچساران، بنگستان، مارون، آقاجري، كرنج- پارسي، رگه سفيد، بي بي حكيمه، پازانان. همچنين ميادين نفتي سلمان، دورود ، ابوذر، سيري EوA وسروش- نوروز به ترتيب داراي مهم ترين مخازن نفتي دريايي هستند ( EIA, 2006).
متد اكتشاف اكثر مخازن هيدروكربوري ايران بررسي هاي لرزه اي و زمين شناسي بوده است ولي در برخي موارد تراوش هيدروكربورها به سطح زمين موجب اكتشاف ميادين شده است براي مثال مخازن مسجد سليمان، نفت شاه، آقاجري، نفت سفيد به اين طريق يافت شده اند. عمدتاً مخازن در ايران داراي تله هاي ساختماني طاقديسي مي باشند و تعدادي نيز تله هاي ساختماني در ارتباط با نفوذ توده هاي نمكي مي باشد (مثلاً ميدان رخش) (Alsharhan and Nairn, 1997).
ايران داراي مخازن شكسته بزرگ و بسيار بزرگي مي باشد كه غالباً سنگ مخزن آنها سازند آسماري با سن اليگو ميوسن مي باشد مخازن آقاجري، بي بي حكيمه، هفت كل، سليمان (كوه آسماري)، كازرون (كوه دشتك)، لالي (كوه پابده-گورپي)، گچساران (كوه پاهين)، پاريس، پازانان، كرنج، پر سياه، مسجد سليمان از اين جمله مخازن هستند همچنين شكستگي گروه بنگستان در مخزن بل حوران و ياماما در مخزن دورود (هر دو به سن كرتاسه) عامل اصلي ايجاد مخزن بوده است (Nelson, 2001; Alsharhan and Nairn, 1997).
عمدتاً شيل ها و سنگ آهك هاي آرژيليتي سازند هاي گورپي و كژدمي سنگ منشأ اكثر ميادين را تشكيل مي دهد در برخي مخازن نيز، سازند گرو، برخي از سازندهاي گروه بنگستان (بويژه سروك و ايلام) و برخي از سازندهاي گروه خامي (بويژه گدون و بخش زيرين سورمه) سنگ منشأ نفت و گاز شناخته شده است. سازند گورپي در ميادين هفت كل، كرنج، مسجد سليمان، نفت شاه ، پرسياه، پاريس، پازانان، مارون، نفت سفيد و سازند كژدمي در مخازن سيروس، بل حوران، نوروز به تنهايي سنگ منشأ مي باشند و در مخازن آقاجري، بي بي حكيمه، بينك، لبه سفيد، رگه سفيد، اهواز و منصوري هر دو اين سازند ها (گورپي و كژدمي) مشتركاً سنگ منشأ را تشكيل مي دهند. در بقيه مخازن چون خرگ ( گدون و گچساران)، كوپل ( گورپي و گروه بنگستان)، مارون و نفت سفيد (گروه بنگستان) ، رستم ( سروك و بخش زيرين سورمه )، رخش ( گدون و بخش زيرين سورمه)، سولابدار (كژدمي و گروه خامي)، بحرگانسار (گورپي، ايلام و كژدمي) سنگ منشأ مي باشند. سنگ منشأ ايالت مخازن گازي حوضه خليج فارس شيل هاي سيلورين زيرين (سازند سرچاهان) است.(Alsharhan and Nairn, 1997).
سنگ مخازن نفتي ايران عمدتاً سن كرتاسه و ترشيري دارد در مياديني مانند ساسان و رخش سازند عرب به سن ژوراسيك سنگ مخزن مي باشد. سازند آسماري در مخازن شكسته و همچنين در مخازن لبه سفيد، رگه سفيد، بينك، خرگ، كوپل، مارون، نفت شاه، نفت سفيد از اصلي ترين سنگ مخازن ايران است. گروه بنگستان (در مخازن بل حوران، آقاجري، بينك، كوپال، مارون، لبه سفيد، نفت سفيد) ، نحر امر، كژدمي، بورگان، سروك، فهليان، گروه خامي، ايلام، عرب، غار،جهرم از ديگر توالي هاي مخزني مهم مي باشند (Alsharhan and Nairn, 1997). برخي مخازن داراي سنگ مخزن ماسه تحكيم‌نيافته هستند كه مخازن سيروس (بورگان) و فروزان از آن جمله مي باشند (Horn, 2006).
سنگ مخزن مخازن گازي ايران عمدتاً سن پرموترياس داشته و در گروه دهرم (سازند هاي فراقون، دالان و كنگان) واقع شده است. توليد مخازن بسيار بزرگ گازي کوه مند، پارس جنوبي و پارس شمالي، نار، دالان، آغار، لامرد، واروي، سمند، کنگان، بندوبست ، هما ، تابناک، شانول وعسلويه در ايران و ساير ميادين در منطقه خليج فارس و کشورهاي پيرامون آن نيز از اين توالي هاي کربناته صورت مي گيرد. بقيه مخازن سني جوانتر دارند همچون ميدان هاي تنگ بيجار در سازند سروك، سرخون در سازند جهرم و عضو گوري، گورزين در سازند آسماري، سازندهاي سروك و فهليان، گشوي جنوبي در سازندهاي سروك، پايده و آسماري، سورو در سازندهاي گدوان و داريان. مخازن پارس جنوبي ، پارس شمالي، كنگان، نار در حوضه خليج فارس و خانگيران ( حوضه شمال شرق) به ترتيب بيشترين حجم گاز را دارا هستند (Bahmannia,2006).
سنگ پوش مخازن نيز اغلب سازند گچساران و بنگستان بوده و همچنين سازندهاي كژدمي، هيث، بورگان، سروك، گدون، گورپي، گروه خامي، بخش زيرين سورمه، بخش زيرين فارس، جهرم در ميادين مختلف سنگ پوش مي باشند. سازند گچساران در هفت كل، كرنج، مسجد سليمان، پرسياه، پاريس، پازانان، آقاجري، بي بي حكيمه، بينك، خرگ، لبه سفيد، مارون، نفت سفيد، رگه سفيد، اهواز، ميدان گچساران ، منصوري، نفت شاه سنگ پوش مي باشد. سازند بنگستان هم در ميادين بل حوران، نفت سفيد، آقاجري، بينك، لبه سفيد، مارون، گچساران، بحر گانسار و كوپال و سازند كژدمي در مخازن رخش، رستم، منصوري، نوروز و سولابدار (به همراه گروه خامي) سنگ پوش مي باشد. سازند هاي سروك ( در مخازن بي بي حكيمه ، رگه سفيد و اهواز)، هيث (در مخازن ساسان، رخش و رستم) ، بورگان به همراه كژدمي (سيروس)، گدون (خرگ)، گورپي (در مخازن كوپال و اهواز)، سورمه زيرين (رستم)، فارس زيرين (بحر گانسار) و جهرم (بحرگانسار) نيز سنگ پوش مي باشد (Alsharhan and Nairn, 1997).
بررسی مخازن نفتی ایران
نويسنده : بهروز اسرافيلي ديزجي و جواد رباني
بهروز اسرافيلي ديزجي1 و جواد رباني2
دانشجوي كارشناسي ارشد رسوب شناسي و سنگ شناسي رسوبي دانشگاه تهران1
دانشجوي كارشناسي ارشد چينه شناسي و فسيل شناسي دانشگاه تهران2
چكيده :
كشور ما از لحاظ وجود مخازن هيدروكربوري جزء كشور هاي بسيار غني دنيا محسوب مي شود. ولي با وجود اين آگاهي ما دانشجويان زمين شناسي و ديگر هم وطنان درباره ذخاير ملي كشورمان بسيار پراكنده و ناچيز است. به طوري كه براي دسترسي به چنين اطلاعاتي بايد دست به دامان مقالات خارجي و قديمي شويم. عدم وجود پايگاه اطلاعاتي ((Data base، اكتشاف ميادين جديد در سالهاي اخير، تغيير نام ميادين، فقدان ومشكلات دسترسي به منابع مفيد و به روز شده و عدم وجود گزارش هاي دقيق داخلي در مورد مخازن هيدروكربوري كشور عزيزمان ايران از دلايل اصلي در اين باره است. اگرچه داشتن اطلاعات بسيار جزئي از مخازن ضروري نيست ولي دانستن كلياتي در مورد زمين شناسي مخازن هيدروكربوري كشورمان بسيار حائز اهميت است. اين مقاله سعي دارد با استناد به معتبرترين و جديدترين منابع موجود اطلاعاتي كلي در اين موضوع را در اختيار دانشجويان و علاقه مندان قرار دهد.
بحث
كشور هاي خاورميانه كه شامل ايران، بحرين، عراق، كويت، عمان، قطر، عربستان سعودي و امارات متحده عربي است، ٦٠ در صد مخازن قطعي نفت جهان و ٤٠ درصد مخازن گاز طبيعي دنيا را دارا هستند (Riazi and AliMansoori, 2006). مخازن خاورميانه عمدتاً سن مزوزوئيك، تله از نوع ساختماني، سنگ مخزن كربناته، عمق مخزني متوسط (كمتر از ٥/٤ كيلومتر) و قابليت بازيافت دارند كه در ٦٠ سال اخير اكتشاف يافته اند (Horn, 2003).
كشور ما از لحاظ منابع نفتي و گازي به ترتيب مقام سوم و دوم را در جهان دارد. در واقع ١٠ درصد كل نفت كره زمين (٥/١٣٢ بيليون بشكه) و ١٦ درصد كل گاز كشف شده جهان (٩٧١ تريليون فوت مكعب) در سرزمين ما قرار دارد. تنها كشورهاي عربستان سعودي و كانادا ذخيره نفتي بيشتري از ايران دارند. در مورد مخازن گازي نيز كشور روسيه ركورد بالاتري از ايران را داراست ((Saxton, 2006; Bahmannia, 2006.
تاريخچه توليد اقتصادي نفت در خاورميانه با اكتشاف مخزن نفتي (مسجد سليمان) در سال ١٩٠٨ در ايران آغاز شد. در سالهاي بعد اكتشافات با ميادين نفتي در كويت (١٩٣٧) و عربستان صعودي (1938) ادامه يافت (Riazi et al, 2004).
قسمت اعظم مخازن ايران در پهنه زمين شناسي زاگرس و حوضه خليج هميشه فارس واقع شده است. در شمال شرق (كپه داغ) و شمال غرب (دشت مغان) كشور نيز اكتشافاتي صورت گرفته است و هم اكنون پي جويي ها براي يافتن مخازن جديدتر در اين قسمت ها نيز در حال انجام است.
برخي از اين مخازن در مرز سياسي بين ايران و كشورهاي همسايه توسعه يافته است. اين مخازن از لحاظ زمين شناسي يكپارچه و از لحاظ مالكيت مشترك است. بزرگترين ميادين نفتي و گازي كشف شده ايران تاكنون جزء مخازن مشترك محسوب مي شوند. ميدان نفتي فوق عظيم آزادگان كه در 80 كيلومتري غرب اهواز و نزديك مرز ايران و عراق واقع است با ذخيره 31 ميليارد بشكه نفت درجا و وسعت 1400 كيلومتر مربع در سال 1378 كشف شده است و احتمالاً يك مخزن مشترك باشد و قسمتهايي از آن تا كشور عراق توسعه يافته باشد. تاكنون فعاليت اكتشافي در اين رابطه در طرف همسايه جهت تأييد اين مسئله صورت نگرفته است. بزرگترين مخزن گازي دنيا (ميدان پارس جنوبي به همراه ميدان شمال قطر) نيز يك مخزن مشترك مي باشد كه به تنهايي ١٩ درصد گاز كل دنيا را در خود ذخيره كرده است سهم ايران از اين مخزن مشترك ٥ درصد (در ميدان پارس جنوبي) و قطر 14 درصد (در ميدان شمال) است (Kessler, 2006).
طي پروژه عظيم انرژي جهان سازمان زمين شناسي ايالات متحده آمريكا (199٨) كل كره زمين به ٨ منطقه انرژي تقسيم شده است. در اين تقسيم بندي ايالت هاي زمين شناسي، نفتي، گازي ايران به ٢٦ زون طبقه بندي شده است. اين زون ها عبارتند از: حوضه كاسپين مياني، حوضه كاسپين جنوبي، حوضه كورا، بلندي هاي قره بغاز-قره قوم، حوضه آمودريا، كوه هاي عمان، حوضه خليج عمان، حوضه رب الخالي، كمان هموكلاين داخلي-مركزي، بالاآمدگي غوار بزرگ، حوضه ويدين-پلتفرم داخلي، حوضه پيش گودال مزوپوتامين، ارس، لسركوكاسوس، حوضه هاي ايران مركزي، ريز قاره ايران مركزي، بلوك لوت و مناطق پست، كمربند چين خورده البرز، افغانستان جنوبي، مكران، بلوچستان، افغانستان مركزي، زون زاگرس رورانده، كمربند زاگرس چين خورده، حوضه پيش گودال مزوپوتامين، كمان قطر (Pollastro et al, 1998).
در حدود ٤٣ درصد مخازن ايران جزء مخازن بزرگ و بسيار بزرگ محسوب مي شود كه تعداد ٦٤ مخزن گازي و نفتي را شامل مي شود. صرفاً از لحاظ تعداد مخازن و بدون توجه به حجم هيدروكربورها تقريباً ٩٠ درصد مخازن بزرگ ايران كربناته و ١٠ درصد ماسه سنگي مي باشد از اين تعداد 12/53 درصد مخازن بزرگ نفتي و 87/46 درصد آن گازي مي باشد ( شكل ٢ و جدول1) (Horn, 2006). به نظر مي رسد از لحاظ حجم هيدروكربوري نيز نسبت مخازن كربناته به ماسه سنگي تقريباً 9 به 1 صادق باشد.
مخازن اهواز، نوروز، فريدون، ابوذر، فروزان، ساختارB ، سروش از مخازن بزرگ ماسه سنگي و برخي از مشهورترين مخازن بزرگ كربناته شامل ميدان پارس جنوبي،آزادگان، آسماري، هفت كل ، بي بي حكيمه و خانگيران است (مراجعه شود به جدول 3).
اكتشاف ميادين هيدروكربوري جديد و توسعه ميادين در حال توليد فعلي، ارائه گزارش هاي دقيق از ذخيره قطعي هيدروكربوري كشورمان را بسيار دشوار ساخته است. اين در حالي است كه برخي حوادث نيز چون بلاياي طبيعي و بعضاً نا آرامي هاي مرزي حمايت شده از طرف كشور هاي استعماري اين ارقام را تحت الشعاع قرار مي دهد براي مثال طي جنگ تحميلي ١٩٨٠ چندين ميدان هيدروكربوري توسط رژيم بعث عراق از بين رفت (Alsharhan and Nairn, 1997).
بسياري از نام هاي ميادين نفتي و گازي ايران بعد از انقلاب اسلامي تغيير يافت و گزارشي دقيق از آن ارائه نشد. گاهاً برخي ميادين داراي دو نام متفاوت مي باشند و يا با تلفظ هاي مختلف بيان مي شوند. براي مثال ميادين كوشك و حسينيه امروزه با يك نام (يادآوران) مصطلح مي باشد يا ميادين ابوذر (اردشير سابق) و دورود (داريوش سابق) از مثال هاي تغيير نامي مي باشد اين چنين تغييرات اسمي اجتناب ناپذير است و در اكثر كشور هاي ديگر نيز رايج مي باشد مثلاً بعد از فروپاشي رژيم بعث عراق ميدان نفتي صدام به آجيل (Ajil) تغيير نام يافت Horn, 2006; Alsharhan and Nairn, 1997)).
در كنار اين مسائل دشواري دسترسي به اطلاعات به روز شده و دقيق، خلأ يك بانك اطلاعاتي براي كشوري كه جز سه كشور اول از لحاظ منابع انرژي هيدروكربوري است را نشان مي دهد. داشتن اطلاعاتي كلي درباره موقعيت و پراكندگي، ذخيره قطعي، نوع تله مخزني، سنگ مخزن، سنگ منشاً، سنگ پوش و معلوماتي از اين قبيل بسيار ضروري است.
بر اساس تخمين مجله نفت و گاز در سال ٢٠٠٥ مخازن قطعي نفتي ايران به ٨/١٢٥ بيليون بشكه (١٠ درصد كل نفت دنيا) رسيده است. با محاسبه گزارش وزارت نفت بعد از كشف ميادين كوشك و حسينيه در ايالت خوزستان ذخيره قطعي به ١٣٢ بيليون بشكه افزايش يافت. اكثر مخازن نفتي ايران در ميادين بزرگ خشكي (Onshore) در منطقه خوزستان و نزديك مرز عراق قرار دارد. بطور كلي ايران ٤٠ مخزن توليدي بزرگ ( ٢٧ ميدان در خشكي و ١٣ ميدان در دريا (Offshore)) دارد. ميادين نفتي خشكي به ترتيب اهميت و حجم توليد عبارتند از: اهواز- آسماري ، گچساران، بنگستان، مارون، آقاجري، كرنج- پارسي، رگه سفيد، بي بي حكيمه، پازانان. همچنين ميادين نفتي سلمان، دورود ، ابوذر، سيري EوA وسروش- نوروز به ترتيب داراي مهم ترين مخازن نفتي دريايي هستند ( EIA, 2006).
متد اكتشاف اكثر مخازن هيدروكربوري ايران بررسي هاي لرزه اي و زمين شناسي بوده است ولي در برخي موارد تراوش هيدروكربورها به سطح زمين موجب اكتشاف ميادين شده است براي مثال مخازن مسجد سليمان، نفت شاه، آقاجري، نفت سفيد به اين طريق يافت شده اند. عمدتاً مخازن در ايران داراي تله هاي ساختماني طاقديسي مي باشند و تعدادي نيز تله هاي ساختماني در ارتباط با نفوذ توده هاي نمكي مي باشد (مثلاً ميدان رخش) (Alsharhan and Nairn, 1997).
ايران داراي مخازن شكسته بزرگ و بسيار بزرگي مي باشد كه غالباً سنگ مخزن آنها سازند آسماري با سن اليگو ميوسن مي باشد مخازن آقاجري، بي بي حكيمه، هفت كل، سليمان (كوه آسماري)، كازرون (كوه دشتك)، لالي (كوه پابده-گورپي)، گچساران (كوه پاهين)، پاريس، پازانان، كرنج، پر سياه، مسجد سليمان از اين جمله مخازن هستند همچنين شكستگي گروه بنگستان در مخزن بل حوران و ياماما در مخزن دورود (هر دو به سن كرتاسه) عامل اصلي ايجاد مخزن بوده است (Nelson, 2001; Alsharhan and Nairn, 1997).
عمدتاً شيل ها و سنگ آهك هاي آرژيليتي سازند هاي گورپي و كژدمي سنگ منشأ اكثر ميادين را تشكيل مي دهد در برخي مخازن نيز، سازند گرو، برخي از سازندهاي گروه بنگستان (بويژه سروك و ايلام) و برخي از سازندهاي گروه خامي (بويژه گدون و بخش زيرين سورمه) سنگ منشأ نفت و گاز شناخته شده است. سازند گورپي در ميادين هفت كل، كرنج، مسجد سليمان، نفت شاه ، پرسياه، پاريس، پازانان، مارون، نفت سفيد و سازند كژدمي در مخازن سيروس، بل حوران، نوروز به تنهايي سنگ منشأ مي باشند و در مخازن آقاجري، بي بي حكيمه، بينك، لبه سفيد، رگه سفيد، اهواز و منصوري هر دو اين سازند ها (گورپي و كژدمي) مشتركاً سنگ منشأ را تشكيل مي دهند. در بقيه مخازن چون خرگ ( گدون و گچساران)، كوپل ( گورپي و گروه بنگستان)، مارون و نفت سفيد (گروه بنگستان) ، رستم ( سروك و بخش زيرين سورمه )، رخش ( گدون و بخش زيرين سورمه)، سولابدار (كژدمي و گروه خامي)، بحرگانسار (گورپي، ايلام و كژدمي) سنگ منشأ مي باشند. سنگ منشأ ايالت مخازن گازي حوضه خليج فارس شيل هاي سيلورين زيرين (سازند سرچاهان) است.(Alsharhan and Nairn, 1997).
سنگ مخازن نفتي ايران عمدتاً سن كرتاسه و ترشيري دارد در مياديني مانند ساسان و رخش سازند عرب به سن ژوراسيك سنگ مخزن مي باشد. سازند آسماري در مخازن شكسته و همچنين در مخازن لبه سفيد، رگه سفيد، بينك، خرگ، كوپل، مارون، نفت شاه، نفت سفيد از اصلي ترين سنگ مخازن ايران است. گروه بنگستان (در مخازن بل حوران، آقاجري، بينك، كوپال، مارون، لبه سفيد، نفت سفيد) ، نحر امر، كژدمي، بورگان، سروك، فهليان، گروه خامي، ايلام، عرب، غار،جهرم از ديگر توالي هاي مخزني مهم مي باشند (Alsharhan and Nairn, 1997). برخي مخازن داراي سنگ مخزن ماسه تحكيم‌نيافته هستند كه مخازن سيروس (بورگان) و فروزان از آن جمله مي باشند (Horn, 2006).
سنگ مخزن مخازن گازي ايران عمدتاً سن پرموترياس داشته و در گروه دهرم (سازند هاي فراقون، دالان و كنگان) واقع شده است. توليد مخازن بسيار بزرگ گازي کوه مند، پارس جنوبي و پارس شمالي، نار، دالان، آغار، لامرد، واروي، سمند، کنگان، بندوبست ، هما ، تابناک، شانول وعسلويه در ايران و ساير ميادين در منطقه خليج فارس و کشورهاي پيرامون آن نيز از اين توالي هاي کربناته صورت مي گيرد. بقيه مخازن سني جوانتر دارند همچون ميدان هاي تنگ بيجار در سازند سروك، سرخون در سازند جهرم و عضو گوري، گورزين در سازند آسماري، سازندهاي سروك و فهليان، گشوي جنوبي در سازندهاي سروك، پايده و آسماري، سورو در سازندهاي گدوان و داريان. مخازن پارس جنوبي ، پارس شمالي، كنگان، نار در حوضه خليج فارس و خانگيران ( حوضه شمال شرق) به ترتيب بيشترين حجم گاز را دارا هستند (Bahmannia,2006).
سنگ پوش مخازن نيز اغلب سازند گچساران و بنگستان بوده و همچنين سازندهاي كژدمي، هيث، بورگان، سروك، گدون، گورپي، گروه خامي، بخش زيرين سورمه، بخش زيرين فارس، جهرم در ميادين مختلف سنگ پوش مي باشند. سازند گچساران در هفت كل، كرنج، مسجد سليمان، پرسياه، پاريس، پازانان، آقاجري، بي بي حكيمه، بينك، خرگ، لبه سفيد، مارون، نفت سفيد، رگه سفيد، اهواز، ميدان گچساران ، منصوري، نفت شاه سنگ پوش مي باشد. سازند بنگستان هم در ميادين بل حوران، نفت سفيد، آقاجري، بينك، لبه سفيد، مارون، گچساران، بحر گانسار و كوپال و سازند كژدمي در مخازن رخش، رستم، منصوري، نوروز و سولابدار (به همراه گروه خامي) سنگ پوش مي باشد. سازند هاي سروك ( در مخازن بي بي حكيمه ، رگه سفيد و اهواز)، هيث (در مخازن ساسان، رخش و رستم) ، بورگان به همراه كژدمي (سيروس)، گدون (خرگ)، گورپي (در مخازن كوپال و اهواز)، سورمه زيرين (رستم)، فارس زيرين (بحر گانسار) و جهرم (بحرگانسار) نيز سنگ پوش مي باشد (Alsharhan and Nairn, 1997).
ahmad_2006
عضو جدید
Effect of Finite Conductivity Horizontal Well on Transient-Pressure Behavior
Effect of Finite Conductivity Horizontal Well on Transient-Pressure Behavior
Effect of Finite Conductivity Horizontal Well on Transient-Pressure Behavior
http://www.4shared.com/document/VrSWtQlE/00070013_2.html
Effect of Finite Conductivity Horizontal Well on Transient-Pressure Behavior
Effect of Finite Conductivity Horizontal Well on Transient-Pressure Behavior
http://www.4shared.com/document/VrSWtQlE/00070013_2.html
ahmad_2006
عضو جدید
Compaction-induced porosity/permeability reduction in sandstone reservoirs:
Compaction-induced porosity/permeability reduction in sandstone reservoirs:
http://www.4shared.com/document/BOfrLWJc/00071337.html
Compaction-induced porosity/permeability reduction in sandstone reservoirs:
Compaction-induced porosity/permeability reduction in sandstone reservoirs:
Data and model for elasticity-dominated deformationhttp://www.4shared.com/document/BOfrLWJc/00071337.html
ahmad_2006
عضو جدید
Transient Pressure Analysis of Bounded Communicating Reservoirs
Transient Pressure Analysis of Bounded Communicating Reservoirs
Transient Pressure Analysis of Bounded Communicating Reservoirs
http://www.4shared.com/document/7RiArbMn/00071032.html
Transient Pressure Analysis of Bounded Communicating Reservoirs
Transient Pressure Analysis of Bounded Communicating Reservoirs
http://www.4shared.com/document/7RiArbMn/00071032.html
nima.mohamadin
عضو جدید
كاربرد شبكه هاي عصبي پس انتشار جهت تخمين پارامترهاي مخزن
كاربرد شبكه هاي عصبي پس انتشار جهت تخمين پارامترهاي مخزن
كاربرد شبكه هاي عصبي پس انتشار جهت تخمين پارامترهاي مخزن
كاربرد شبكه هاي عصبي پس انتشار جهت تخمين پارامترهاي مخزن
كاربرد شبكه هاي عصبي پس انتشار جهت تخمين پارامترهاي مخزن
nima.mohamadin
عضو جدید
رفتار فازی هیدروکربن ها
رفتار فازی هیدروکربن ها
این فصل 1 این کتابه که درباره رفتار فازی هیدروکربن هاست
رفتار فازی هیدروکربن ها
این فصل 1 این کتابه که درباره رفتار فازی هیدروکربن هاست
Reservoir Simulation and Uncertainty Analysis of ٍٍٍEnhance CBM Production Using Artificial Neural Networks
Reservoir Simulation and Uncertainty Analysis of ٍٍٍEnhance CBM Production Using Artificial Neural Networks
Reservoir Simulation and Uncertainty Analysis of ٍٍٍEnhance CBM Production Using Artificial Neural Networks
Reservoir Simulation and Uncertainty Analysis of ٍٍٍEnhance CBM Production Using Artificial Neural Networks
Reservoir Simulation and Uncertainty Analysis of ٍٍٍEnhance CBM Production Using Artificial Neural Networks
Incorporating 4D Seismic Data in Reservoir Simulation Models Using Ensemble Kalman Filter
Incorporating 4D Seismic Data in Reservoir Simulation Models Using Ensemble Kalman Filter
Incorporating 4D Seismic Data in Reservoir Simulation Models Using Ensemble Kalman Filter
Incorporating 4D Seismic Data in Reservoir Simulation Models Using Ensemble Kalman Filter
Incorporating 4D Seismic Data in Reservoir Simulation Models Using Ensemble Kalman Filter
Use Reservoir Simulation;Parallel Computing and Optimizing techniques to Accelerate History Matching and Reservoir Management Dici
Use Reservoir Simulation;Parallel Computing and Optimizing techniques to Accelerate History Matching and Reservoir Management Dici
Use Reservoir Simulation;Parallel Computing and Optimizing techniques to Accelerate History Matching and Reservoir Management Dicisions
Use Reservoir Simulation;Parallel Computing and Optimizing techniques to Accelerate History Matching and Reservoir Management Dici
Use Reservoir Simulation;Parallel Computing and Optimizing techniques to Accelerate History Matching and Reservoir Management Dicisions
Parallel Computing Techniques for Large-scale Reservoir Simulation of multi-component and multiphase Fluid flow
Parallel Computing Techniques for Large-scale Reservoir Simulation of multi-component and multiphase Fluid flow
Parallel Computing Techniques for Large-scale Reservoir Simulation of multi-component and multiphase Fluid flow
Parallel Computing Techniques for Large-scale Reservoir Simulation of multi-component and multiphase Fluid flow
Parallel Computing Techniques for Large-scale Reservoir Simulation of multi-component and multiphase Fluid flow
Similar threads
| Thread starter | عنوان | تالار | پاسخ ها | تاریخ |
|---|---|---|---|---|
|
مقالات مربوط به Well test | مقالات مهندسی نفت | 1 | |
|
|
مقالات مربوط به EOR&IOR | مقالات مهندسی نفت | 10 | |
|
|
مقالات مربوط به well log | مقالات مهندسی نفت | 5 | |
|
مقالات مربوط به حفاری Drilling | مقالات مهندسی نفت | 77 | |
|
[ مجموعه مقالات ] - ماهنامه اكتشاف و توليد نفت و گاز | مقالات مهندسی نفت | 1 |
Similar threads
-
-
-
-
-
[ مجموعه مقالات ] - ماهنامه اكتشاف و توليد نفت و گاز
- شروع شده توسط P O U R I A
- پاسخ ها: 1