Depositional Environmental Analysis of Shally Units of Pabdeh-Gurpi Formation and Clay Minerals Effect on Wellbore Stability, Aghajari Oil Field
Subject Areas : Petroleum Geologyبهمن سلیمانی 1 , Zahra Dehghani 2
1 - Petroleum Geology and Sedimentary basins, Earth Science Faculty, Shahid Chamran University of Ahvaz.
2 - Department of Geology, Science and Research branch, Islamic Azad University, Tehran, Iran. Zahra.dehghani20@gmail.com
Keywords: Wellbore stability, NGS log, Pabdeh-Gurpi Formation, sedimentary environment, Aghajari oilfield. ,
Abstract :
This research is related to detect of clay minerals and geochemical changes of Pabdeh-Gurpi shale formations and their role in borehole instability in Aghajari oil field. For this purpose, these formations were investigated using NGS well log (one well ring), X-ray diffraction method (XRD) and XRF analytical method (11 samples from two wells). In the NGS log, the detected minerals are illite, montmorillonite, mixed layer, glauconite and feldspar. In the XRD method, clay minerals illite, montmorillonite, mixed layer, chlorite and kaolinite were identified in order of abundance.These minerals due to their sensitivity to react with water causes the instability of the borehole. The high ratio of Si/Al and changes of Ti and high level of Fe3+ and Mg are also a sign of the widespread presence of illite, chlorite and montmorillonite in the mentioned formations.
The changes of major and trace elements compared to Al2O3 except for MnO, CaO, and P2O5 showed a positive linear relationship. The changes in the amount of Fe2O3 show the oxidizing conditions in the upper part of the base, but the reducing conditions towards the upper side. Based on the amount of iron, manganese and vanadium, the sediments were formed under conditions of reduction, non-sulphide reduction Eh and medium to low pH. Variations in Th/U ratio (1-4.5) indicate marine to transitional environments. The existence of horizons rich in organic matter (more than 2%) confirms the reduction conditions.
Based on the low values of the Zr/Rb ratio, the sediments in the upper and lower parts are finer than the middle part of the grain. The relative accumulation of biogenic carbonate along with the shale is periodic and is reflected in the changes in the (Zr+Rb)/Sr ratio. Based on the Sr/Ba ratio, marine conditions prevail in the lower part and continental and metamorphic and sometimes marine conditions prevail in the upper part of the formation. Oxidation-reduction conditions were also investigated. The values of the V/(V + Ni) ratio of the semi-reduction region, the Ni/Co ratio of the reduction region and the V/Cr diagram show the almost reduction region and in some cases the oxidant conditions. Paleoclimatic conditions at the time of sedimentation based on low values of Rb/Sr ratio (less than 0.14) were completely hot and dry.
سليماني، ب.، قلاوند، ه. و شيخزاده، ح.، 1382، استفاده از نمودار الكتريكي NGS در شناسايی كانیهای رسي سازندهای پابده و گورپی ميدان نفتی اهواز، مجموعه مقالات يازدهمين كنفرانس بلورشناسی و كانیشناسی، ايران ـ يزد
Ajimi, Al., Zimmerman, R. W., 2006, Wellbore stability analysis based on a new true-triaxial failure criterion. SPE Asia-pacific Drilling Technology Conference Bangkok, Thailand 13-15 November.
Albooyeh, M.; Kivi, I.R.; Ameri, M., 2018, Promoting wellbore stability in active shale formations by water-based muds: A case study in Pabdeh shale, Southwestern Iran. J. Nat. Gas Sci. Eng., 56, 166–174.
Bagheri, H., Tanha, A.A., Doulati Ardejani, F., Heydari-Tajareh, M., Larki, E., 2021, Geomechanical model and wellbore stability analysis utilizing acoustic impedance and reflection coefficient in a carbonate reservoir. J Petrol Explor Prod Technol 11, 3935–3961. https://doi.org/10.1007/s13202-021-01291-2
Bai, M., 2016, Why are brittleness and fracability not equivalent in designing hydraulic fracturing in tight shale gas reservoirs. Petroleum 2(1):1–19. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2016.01.001.
Birchwood, R. 2002, Options for enhanced wellbore stability.
Boggs, S.G., 1987, Principles of Sedimentology & Stratighraphy, Merrin Publ. Comp., 784 p.
Boles, J.R., Franks, S.G., 1979, Clay diagenesis in Wilcox Sandstone of southwest Texas; implication of smectite diagenesis on sandstone cementation. J. Sediment. Petrol. 49, 55–70.
Bordenave, M. L., and Hegre, J. A., 2005, The influence of tectonics on the entrapment of oil in the Dezful Embayment, Zagros Foldbelt, Iran, Journal of Petroleum Geology, Vol. 28(4), pp 339 – 368.
Bristow, C.S., 2020, A virtual graphic log for clastic sediments. Sedimentary Geology, 405,105703. https://doi.org/10.1016/j.sedgeo.2020.105703.
Buda, A and Jarynowski, A., 2010, Life-time of correlations and its applications vol.1, Wydawnictwo Niezalezne: 5–21, December 2010, ISBN 978-83-915272-9-0.
Buntoro, A., Nurcholis, M., Rahmad, B., Lukmana, H.A., 2020, Correlation of sillimanite & kaliophilite minerals, TOC, Ro, and MBT from drill cutting of well BS-03 in the development of shale hydrocarbon, Brownshale formation, Bengkalis Trough, Central Sumatra Basin, Indonesia No Title. Open Journal of Yangtze Oil and Gas, 5:216–230
Buntoro, A., Prasetyadi, C., Wibowo, R.A., Muraji, S.A., 2020, Shale hydrocarbon development based on drill cuttings & TOC analysis: case study of brownshale drill cuttings of well BS-03, Pematang Formation, Bengkalis Trough, Central Sumatra Basin No Title. Open Journal of Yangtze Oil and Gas 6:87–102
Buntoro, A., Muraji, S. A., Prasetyadi, C., Wibowo, R.A., 2022, Shale reservoir characterization based on geomechanical and mineralogy analysis: a case study of well BS-03 data of brown shale formation in the Bengkalis Trough, Central Sumatra Basin, Indonesia, Arabian Journal of Geosciences 15(12). DOI: 10.1007/s12517-022-10410-0
Chenevert, M.E., and Amanullah, M., 2001, Shale preservation and testing techniques for borehole-stability studies. SPE Drilling and Completion, V.16, P.146-149.
Dancer, D. and Tremayne, A., 2005, R-squared and prediction in regression with ordered quantitative response. J. Applied Statistics, V. 32, p. 483 – 493.
Darvishpour, A., Cheraghi Seifabad, M., Anthony Wood, D., Ghorbani, H., 2019, Wellbore stability analysis to determine the safe mud weight window for sandstone layers. Petroleum Exploration and Development 46 (5), 1031-1038. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(19)60260-0.
Day-Stirrat, R.J., Hillier, S., Nikitin, A., Hofmann, R., Mahood, R., Mertens, G., 2021, Natural gamma-ray spectroscopy (NGS) as a proxy for the distribution of clay minerals and bitumen in the Cretaceous McMurray Formation, Alberta, Canada. Fuel, 288, 119513. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.119513
Duchensen, J.C., and Bologne, G., 2009, XRF major and trace element determination in Fe-Ti oxide minerals», Geologica Belgica, v. 12, no. 3-4, p. 205-212.
Ernest, W., 1970, Geochemical facies analysis: Elsevier, Amst.,152p.
Gallant, C., Zhang, J., 2007, Wellbore stability considerations for drilling high-angle wells through finely laminated: a case study from Terra Nova. SPE Annual Technical, pp .1-5.
Goldstein, J.I., Newbury, D.E., Echlin, P., and Joy, D.C., 2003, Scanning Electron Microscopy and X-ray Microanalysis: A text book for Biologists, Material Scientists and Geologists, Plenum Press.
Hassan, M.A., Abdeh-Wahab, M., Nad, A., Dine, N. and Khazbak, A., 1997, Determination of Uranium and Thorium in Egyptian Monazite by Gamma-Ray Spectrometry, J. Appl. Radiat. Isot., Vol.48,No.1, pp.149-152.
Heinzl, H., and Mittlbock, M., 2003, Pseudo R-squared measures for Poisson regression models with over- or underdispersion, Computational Statistics & Data Analysis, V. 44, P. 253 – 271.
Herron, M.M. & Matteson, A., 1993, Elemental composition and nuclear parameters of some common sedimentary minerals. Nucl. Geophys., 7, 383–406.
Iranfar, S., Karbala, M.M., Shakiba, M., Shahsavari, M.H., 2023, Effects of type and distribution of clay minerals on the physico-chemical and geomechanical properties of engineered porous rocks. Sci Rep., 13, 5837. https://doi.org/10.1038/s41598-023-33103-4
Jahanbakhshi, R., Keshavarzi, R., 2012, Intelligent Prediction of Wellbore Stability in Oil and Gas Wells: An Artificial Netural Network Approach.
Jarvie, D.M., Hill, R.J., Ruble, T.E., Pollastro, R.M., 2007, Unconventional shale-gas systems: the Mississippian Barnett Shale of north-central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment. Am Assoc Pet Geol Bull 91(4):475–499. https:// doi.org/10.1306/12190606068
Jerrar, G., Amireh, B., and Zachmann, D., 2000, The major, trace and rare earth element geochemistry of glauconite, from the early cretaceous Kurunb group of Jordan, geochemical.J.Vol.30, pp. 207-222.
Jin et al (2014) Fracability evaluation in shale reservoirs — an integrated petrophysics and geomechanics approach. Society of Petroleum Engineers - SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference 2014, October 2015, 153–166. https:// doi. org/ 10.2118/ 168589- ms
Keller, W.D., 1963, Diagenesis in Clay minerals – a review, in Bradley, V.F. Clay & clay minerals, Droc. Nas. Conf. NewYork, MacMillian, Co., No. 1011, pp.136-157.
Keller, W.D., 1970, Environmental aspects of clay minerals, J. Sed. Pet, Vol.40, pp.783-813.
Khodja, M.; Canselier, J.P.; Bergaya, F.; Fourar, K.; Khodja, M.; Cohaut, N.; Benmounah, A., 2010, Shale Problems and Water-Based Drilling Fluid Optimisation in the Hassi Messaoud Algerian Oil Field. Appl. Clay Sci., 49, 383–393.
Leake B.E., Hendry G.L., Kemp A., Plant A.G., Harvey P.K., Wilson J.R., Coats J.S., Aucott J.W., Lunel T. and Howarth R.J., 1969, The chemical analysis of rock powders by automated X-ray fluorescence. Chem Geol, 5,7-86.
Low, P.F., and Anderson, D.M., 1958, Osmotic pressure equations for determining the thermodynamic properties of soil water. Soil Soc., v. 86, 251-258.
Malekzadeh, M., Hosseini-Barzi, M., Sadeghi, A., Critelli, S., 2020, Geochemistry of Asara Shale member of Karaj Formation, Central Alborz, Iran: Provenance, source weathering and tectonic setting. Marine and Petroleum Geology, 121, 104584. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104584.
Matanović, D., Čikeš, M., Moslavac, B. (2012). Introduction. In: Sand Control in Well Construction and Operation. Springer Environmental Science and Engineering. Springer, Berlin, Heidelberg. https://doi.org/10.1007/978-3-642-25614-1_1
Mc Lennan, S.M., 2001, Relationships between the trace element composition of sedimentary rocks and upper continental crust. G-cubed 2, C000109.
Medved, I., Gaurina-Međimurec, N., Pašić, B., and Mijić, P., Green Approach in Water-Based Drilling Mud Design to Increase Wellbore Stability. Appl. Sci. 2022, 12(11), 5348; https://doi.org/10.3390/app12115348.
Meyer, R.F., 1966, Geology of Pennsylvanian and Wolf campian rocks in southeast New Mexico: New Mexico Bureau of Mines and Mineral Resources, Memoir 17, 123 p.
Mondshine, T.C. and Kercheville, J.D., 1996, Successful Gumbo-shale Drilling. Oil and Gas J., 64 (13), 194-203.
Norrish K. and Chappell B.W., 1977, X-ray fluorescence spectrometry. In: Zussman J. (ed.), physical metods in determinative mineralogy, 2en edition. Academic Press, New York, pp. 201-272.
Odin, G.S., Fullagar, P.D., 1988, Geological Significance of the glaucony facies. Green marin clays (Odin, G.S., ed.), pp.295- 332, Elsevier, Amsterdam.
Pašić, B., Gaurina-Međimurec, N., Davorin, M., 2007, Wellbore instability: Causes and consequences. Min Geol Pet Eng Bull, 19, 87–98.
Pašić, B.; Gaurina-Međimurec, N.; Mijić, P.; Medved, I. 2020, Experimental research of shale pellet swelling in nano-based drilling muds. Energies, 13, 6246.
Perez, R., and Marfurt, K., 2013, Calibration of brittleness to elastic rock properties via mineralogy logs in unconventional reservoirs. In: AAPG International Conference and Exhibition.
Pettijohn, F.J., 1949, Sedimentary rocks, New York, Harper and Brothers, 526p.
Potts, P, J., Webb, P, C., and Watson, J, S., 1990, Exploitiong energy dispersive X-ray fluorescence spectrometry for the determination of trace elements in geological samples, pp.67-70.
Prothero, D. R., & Schwab, F., 1996, An introduction to Sedimentary rocks and Stratigraphy; Sedimentary Geology, Freeman & Company, 575 p.
Quinby-Hunt, M.S., and Wilde, P., 1993, Thermodynamic zonation in the black shale facies based on iron-manganese-vanadium content. Chemical Geology, v.113, p. 297-317.
Quinby-Hunt, M.S., and Wilde, P., 1996, Chemical depositional environments of calcic marine black shales. Eco. Geol., v.91, p. 4-13.
Quinby-Hunt, M.S., Wilde, P., and Berry, W.B.N., 1991, The provenance of low calcic black shales. Mineralium Deposita, v.26, p. 113-121.
Schlumberger, 1984, Log interpretation charts. Schlumberger Limited, Publisher, Schlumberger Well Services, 106p.
Serra, O., Baldwin, J. and Quirein, J. 1980, Theory, Interpretation and Practical Applications of Natural Gamma Ray Spectroscopy. SPWLA, 21st Ann. Log. Symp. Tranc., Paper Q.
Snedecor, G. W., and Cochran, W. G., 1967, Statistical Methods (6th ed.). p. 321.
Steel, R. G. D. & Torrie, J. H.,1960, Principles and procedures of statistics.
Swanson, V.E., 1960, Oil yield Uranium content of black shale, USGS professional paper 356 A, pp.1-44.
Tara, U.A.and Mody, F.K., 2002, Managing borehole stability problem: On the learning, Unlearning and Relearning curve, paper AADE presented at the AADE Technology conference, Houtson, Texas.
Weaver, C. E., 1989, Developments in Sedimentology, 44; Clays, Muds and Shales. Elsevier Sci., Publi., 819 p.
Weaver, C.E., 1967, The significance of clay minerals in sediments. In: Fundamental aspects of petroleum geochemistry, Elsevier Publ. Co. Amsterdam, pp.37-76.
Whitworth, T.M., and Fritz, S.J., 1994, Electrolyte –induced solute permeability effects in compacted smectite membranes, Appl. Geochemistry, 9, 533-546.
Williams K.L., 1987, Introduction to X-ray spectrometry. Allen and Unwin, London.
Williams, P.M., 2021, Statistical levelling of multi-element geochemical data. Applied Computing and Geosciences, 10, 100060. https://doi.org/10.1016/j.acags.2021.100060
Wolska, J. A., and Vrebos, B.A.R., 2004, XRF: A powerful oil analysis tool, Practicing oil analysis magazine, No. 200405.
Yang, H., Pan, H., Luo, M., Li, G., Yao, J., 2015, The classification in metamorphic rocks using modified fuzzy cluster analysis from geophysical log data: evidence from Chinese Continental Scientific Drilling Main Hole. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology 6(1). DOI: 10.1007/s13202-015-0171-0
Youngblood, W.E., 1981, The Application Of Natural Gamma Ray Spectrometry Log As An Aid In Log Evaluation In Saudi Arabia. The Middle East Technical Conference and Exhibition, Bahrain, March 1981. SPE-9615-MS. https://doi.org/10.2118/9615-MS.
نشریه علمی– پژوهشی زمین شناسی نفت ایران سال دوازدهم، شماره 23، بهار و تابستان 1401ص106-128
Iranian Journal of Petroleum Geology No.23, Spring & Summer 2022, pp. 106-128
ارزیابی ژئوشیمیایی و محیط رسوبی واحدهای شیلی سازند پابده-گورپی و تاثیر کانیهای رسی در پایداری دیواره چاه، مطالعه موردی: میدان نفتی آغاجاری
بهمن سلیمانی*1، زهرا دهقانی2
1-استادگروه زمین شناسی نفت و حوضه های رسوبی، دانشکده علوم زمین، دانشگاه شهیدچمران اهواز،
2-کارشناسی ارشدگروه زمین شناسی، دانشکده علوم پایه، دانشگاه آزاد اسلامی واحد علوم تحقیقات تهران
*soleimani_b@scu.ac.ir
دريافت مهر 1402، پذيرش آبان 1402
چکیده
این پژوهش در ارتباط با شناخت کانیهای رسی و تغییرات ژئوشیمیایی سازندهای شيلي پابده – گورپي و نقش آنها در ناپايداري دیواره چاه در میدان آغاجاری صورت گرفته است. برای این منظور، این سازندها با استفاده از نمودار چاه پیمایی NGS (یک حلقه چاه)، روش پراش اشعه ایکس (XRD) و روش تجزیه عنصری XRF (یازده نمونه از دو حلقه چاه) مورد بررسی قرار گرفت. در نمودار NGS کانیهای شناسایی شده به ترتیب فراوانی عبارت از ایلیت، مونتموریلونیت، مخلوط لایه، گلاکونیت و فلدسپار است. در روش XRD، کانیهای رسی ایلیت، مونتموریلونیت، مخلوط لایه، کلریت و کائولینیت به ترتب فراوانی شناسایی گردید. مجموعه این کانیها با توجه به حساس بودن آنها به واکنش با آب موجب ناپایداری دیواره چاه میگردند. نسبت بالای Si/Al و تغییرات Ti و بالا بودن Fe3+ و Mg نیز نشانه حضور گسترده ایلیت، کلریت و نیز مونتموریلونیت در سازندهای مذکور است.
تغییرات عناصر اصلی و کمیاب نسبت به Al2O3 به استثنای MnO، CaO، و P2O5 رابطه خطی مثبتی را نشان دادند. تغییرات میزان Fe2O3، در بخش بالای پابده شرایط اکسیدان ولی به سمت گورپی شرایط احیا را نشان میدهد. براساس میزان آهن، منگنز و وانادیم، رسوبات تحت شرایط احیا، Eh احیا غیر سولفیدی و pH متوسط تا پایین تشکیل شدهاند. تغییرات نسبت Th/U (5/1-4) حاکی از شرایط دریایی تا حدواسط است. وجود افقهای غنی از ماده آلی (بیش از 2%) شرایط احیا را تایید میکند.
براساس مقادیر پائین نسبت Zr/Rb رسوبات در بخش بالایی و پائین، نسبت به بخش میانی دانه ریزتر شدهاند. تجمع نسبی کربنات بیوژنیک همراه شیل بصورت تناوبی بوده در تغییرات نسبت (Zr+Rb)/Sr منعکس شده است. براساس نسبت Sr/Ba در بخش زیرین شرایط دریایی و بسمت بالای سازند شرایط قارهای و تحولی و گاه دریایی حاکم است. شرایط اکسیداسیون-احیا نیز بررسی شد. مقادیر نسبت V/(V + Ni) قلمرو نیمه احیا، نسبت Ni/Co محدوده احیا و نمودار V/Cr محدوده تقریبا احیا و در مواردی شرایط اکسیدان را نشان میدهند. شرایط دیرینه اقلیم در زمان ته نشست رسوبات برمبنای مقادیر پایین نسبت Rb/Sr (کمتر از 14/0) کاملا گرم و خشک بوده است.
کلید واژه: پایداری دیواره چاه، نمودار NGS، سازندهای پابده و گورپی، محیط رسوبی، میدان نفتی آغاجاری
1-مقدمه
پایداری دیوارهی چاه یکی از عوامل مهم در صنعت حفاری است، این موضوع در ریزش دیواره، گرفتگی لولهها، ایجاد مسیرهای انحرافی و جانبی، مشکلات مرتبط با نمودار گیری، مشکلات مرتبط با مغزهگیری از جداره چاه، مشکلات جداره گذاری، سیمان شدگی ضعیف، هرزروی گل، اختلال در برنامهریزی، صرف هزینههای بالا و حتی فوران چاه نقش دارد [5، 10، 28، 37]. در مجموع ناپایداری مشاهدهشده در چاه حین عملیات حفاری به چهار دسته اصلی تقسیم میشود: گشاد شدگی با ریزش چاه؛ خزش یا همگرایی چاه؛ ایجاد زون خمیری، دگرگونشده یا آسیبدیده شکست سازند و هرزروی سیال حفاری. سه نوع اول ناپایداری به منطقه نزدیک دیواره چاه مربوط میشود [63، 73، 98]. به دلیل عدم وجود مغزه از افق های شیلی ممکن است که طبقه بندی شیل های شکننده را با استفاده از تحلیل کانی شناسی (روش آنالیزXRD ) و روش تیتراسیون (روش آنالیزMBT) از داده های خرده حفاری [11، 19، 20، 21، 48، 51، 76] انجام داد.
ناپایداری چاه، در اثر یک تغییر ناگهانی در تنشهای مکانیکی و یا خصوصیات فیزیکی و شیمیایی محیط در زمان حفاری ایجاد میشود. ناپایداری چاه معمولاً به صورت غار شدگی و از بین رفتن لایه شیلی دیده میشود که منجر به بزرگ شدن حفره، پرشدگی و همچنین ایجاد حفرههای تنگ است [13، 47، 66]. به طور کلی باید گفت که ناپایداری دیواره چاه بستگی دارد به پاسخ سنگ دیواره چاه به تمرکز تنش القایی ناشی از عملیات حفاری خواهد داد. بررسی عوامل مؤثر ریزش دیواره چاه که منجر به ناپایداری دیواره می شود دارای اهمیت مطالعاتی بالایی است. این پدیده موجب بروز مشکلاتی در حین حفاری و یا مچاله شدگی لوله ها بعد از حفاری می گردد. بر اساس داده های موجود، حل مشکلات مربوط به ناپایداری چاه سالانه بین 0.5 تا 1 میلیارد دلار برای صنعت نفت هزینه دارد [6، 55، 74]. بنابراین موضوع ناپایداری دیواره چاه در صنعت بسیار مهم بوده و این نوشتار تلاش دارد این موضوع را در سازندهای شیلی پابده-گورپی از نظر تغییرات کانی شناسی و ژئوشیمیایی در میدان آغاجاری مورد بررسی قرار دهد. شناخت ویژگیهای سازندهای شیلی می تواند در مدیریت و صیانت از مخزن و نیز شناخت رفتاری این سازندها بسیار مؤثر باشد.
2-زمین شناسی منطقه مورد مطالعه
میدان نفتی آغاجاری با موقعیت '30 ◦49 طول جغرافیایی و◦31 عرض جغرافیایی در فاصله 90 كيلومتري جنوب شرق شهر اهواز و حدود 5 کیلومتری شمال شرق شهر امیدیه قرار گرفته است (شکل 1). این میدان در فروافتادگی دزفول، در مرز بین دزفول شمالی و دزفول جنوبی واقع شده است. این میدان نسبت به میادین مجاور خود از شمال توسط میدان کرنج، از جنوب توسط میدان رامشیر، از شرق توسط میدان پازنان و از غرب توسط میدان مارون محدود شده است. این ميدان به صورت يک چين نامتقارن با پلانج دوگانه مي باشد. در افق آسماري، اين ميدان داراي 56 كيلومتر طول و 6 كيلومتر عرض مي باشد که در بخش شرقي ميدان عرض آن به 7 كيلومتر نيز ميرسد. در اين افق چين تک کوهانک بوده و با انحراف محوري نسبتاً زياد چپ گرد مشخص مي شود. شيب ساختماني يال جنوبي به طور متوسط °55 و در بيشترين حالت در دماغه شرقي °70 مي باشد. همچنين شيب يال شمالي به طور متوسط °35 بوده که در بيشترين حالت در ميانه ميدان°48 مي باشد. ميزان زاويه ميل محوري در دماغه غربي 6 درجه و در دماغه شرقي °8 مي باشد [1، 86]. مرز سازندهای پابده و گورپی تدریجی ولی مرز بالایی آن با سازند آسماری و مرز پائینی آن با سازند ایلام از نوع ناپیوسته است.
ضخامت پابده-گورپی در این میدان بطور متوسط 365 متر (265 متر برای پابده و 100 متر برای گورپی) محاسبه گردید. از نظر سنگ شناسی سازند پابده از آهک شیلی و در مواردی دارای پیریت و سازند گورپی از آهک و شیل و دارای گلاکونیت تشکیل شده است.
شکل 1. موقعیت میدان مورد مطالعه در فروافتادگی دزفول در کمربند چین خورده زاگرس [16] و
نقشه UGC میدان آغاجاری.
3-مواد و روشها
مطالعه كانيهاي رسي در سه شيوه اصلي: 1) با استفاده از نمودارهاي چاه پیمایی (NGS) در یک حلقه چاه برای فواصل شیلی، 2) پراش اشعه ایکس (XRD) تعداد 17 نمونه از سه حلقه چاه و 3) آنالیز شیمیایی با روش XRF (11 نمونه از دو حلقه چاه) انجام گردید.
نمودارهاي چاهپیمایی- نمودار الكتريكي NGS (Natural Gamma Ray Spectroscopy) و GR (Gamma Ray) راديواكتيويته طبيعي سازندها را نشان ميدهد [30، 41، 123]. با توجه به اينكه هر نوع كاني رسي داراي مقدار مشخصي از عناصر راديواكتيو U، Th و K است. بنابراين ميتوان با در دست داشتن مقادیر اين عناصر از روي نمودار، كانيهای رسي را شناسايي كرد [2، 30، 90]. نمودار GR به دو صورت SGR (Sum Gamma Ray) و CGR (Compensated Gamma Ray) ميباشد كه به ترتيب بيانگر مجموع ) Th + U + K) و (Th + K) ميباشند و بر حسب واحد API و از صفر تا 100 نشان داده ميشوند. براي شناسايي افقهاي شيلي بيشتر از نمودار CGR استفاده ميشود و بالا بودن پرتو گاماي كلي يعني SGR ارتباطي به شيل ندارد و ميتواند دلايل دیگری داشته باشد. شکل 2 نمودارNGS یکی از چاه های مورد مطالعه و ستون چینهای همراه با موقعیت تقریبی نمونه های آنالیز شده را نشان می دهد. نمودارهای NGS و سرچاهی (GWL) متداولترین نمودارها جهت بررسی توزیع لیتولوژی و به ویژه شیلها میباشند [17، 67، 122]. براساس مطالعه نمودارهای چاهپیمایی موجود در میدان آغاجاری، انتروالهای مناسب جهت بررسی سازندهای پابده-گورپی از نظر مطالعه کانیهای رسی و آنالیز شیمیایی انتخاب گردید (شکل 2). همچنین سعی گردید مشکلات حفاری در زمان دسترسی به این سازندها، نیز مورد بررسی قرار گیرند.
شکل 2 نمودارNGS یکی از چاه های مورد مطالعه و ستون چینهای همراه با موقعیت تقریبی نمونه های آنالیز شده.
با مطالعه نمودار NGS در میدان مورد مطالعه وضعیت زمین شناسی- سنگ شناسی ستون چینهای چاهها بررسی و با احتساب میزان احتمالی شیل در بخشهای مختلف سازندهای مورد نظر با استفاده از نمودارهای GR و NGS، محل برداشت نمونههای شیلی (به تعداد 11) مشخص گردید. این انتخاب با توجه به نمونههای موجود در بایگانی شرکت نفت (مناطق نفت خیز جنوب)، صورت گرفت که پس از آماده سازی، مورد آنالیز XRF قرار گرفت. نتایج حاصل از شناسایی کانیهای رسی با استفاده از نمودار پتروفیزیکی NGS در میدان مورد مطالعه در جدول1 آورده شده است. شناسایی کانیهای رسی با استفاده از نمودارهای استاندارد (شکل 3) [88، 113]. صورت گرفت.
با مطالعه نمودارهای پراش اشعه ایکسXRD از لحاظ تئوري محاسبه نیمه كمي انواع كانيهاي رسي در نمونه های مورد مطالعه امکان پذیر است. زیرا به دليل تأثير فاكتورهايي نظير بلوری شدن، تركيب نمونه، ناخالصيها، جهت يافتگي كانيهاي رسي و كاليبراسيون دستگاه ديفراكتومتر، محاسبه كمي دقيق را با مشكلاتي مواجه ميسازد. هرچند كه ميتوان با ايجاد شرايط يكسان در آمادهسازي و انجام آناليز، ميزان خطاها را به حداقل رساند [82].
جدول 1. نتایج کانیهای رسی شناسایی شده به کمک نمودار NGS در یکی از چاه های مورد مطالعه
Depth (m) |
U |
Th |
K |
Th/K | Illite | Montm. | Mixed Layer | Glauconite | Kaolinite
| Feldspar |
2038-Pd | 2.5 | 6 | 2.5 | 2.4 | * |
|
|
|
|
|
2058 | 2.2 | 5 | 2 | 2.5 | * |
|
|
|
|
|
2100 | 2.5 | 4 | 1.5 | 2.7 | * |
|
|
|
|
|
2135 | 8 | 5 | 1.6 | 3.1 | * |
|
|
|
|
|
2208 | 9 | 4 | 1.2 | 3.3 | * |
|
|
|
|
|
2225 | 6 | 3 | 0.8 | 3.75 |
| * |
|
|
|
|
2278 | 4 | 6 | 1 | 6 |
|
| * |
|
|
|
2300 | 2 | 2 | 0.5 | 4 |
| * |
|
|
|
|
2325 | 3 | 2 | 1 | 2 | * |
|
|
|
|
|
2350-Gu | 1 | 1 | 0.5 | 2 | * |
|
|
|
|
|
2378 | 8 | 2 | 1.8 | 1.1 |
|
|
| * |
|
|
2382 | 6 | 1 | 1.8 | 0.6 |
|
|
|
|
| * |
2465 | 2 | 6 | 0.8 | 7.5 |
| * |
|
|
|
|
2467-Il. | 6 | 2 | 1 | 2 | * |
|
|
|
|
|
شکل 3- كراس پلات توريم- پتاسيم [88، 113].
روشهاي نيمهكمي براي محاسبه درصد كانيهاي رسي ارائه شده كه از آن جمله به رابطه ویر و همکاران [111] میتوان اشاره نمود: Ikaolinite/2.5 + Iillite + Ismectite + Ichlorite/2 = % 100
در اين روش مقدار كاني بر اساس ارتفاع پيك از يك سطح مبنا (I) بر حسب ميليمتر اندازگيري شده، سپس مقادير مورد نظر به صد رسانیده و بر حسب درصد بيان ميشوند. تعداد 17 نمونه (سه اسلاید برای هر نمونه) که به صورت حرارتی، عادی و گلیکولی تیمار گردیدند، مورد بررسی قرار گرفت (شکل 4). نتيجه آناليز به صورت پيكهايي براي هر نمونه به دست آمد. كانيهاي رسي عمده در سازندهاي مورد مطالعه شناسايي و نتایج حاصل در جدول 2 ارائه گردید. نمونههاي انتخابی از چاه شماره 30 از اعماق 2718، 2575، 2727، 2816، 2919، 2922، از چاه شماره 121 از اعماق 2085، 2091، 2233، 2383، 2387، 2388 و از چاه شماره 140 از اعماق 2098، 2158، 2288، 2380، 2436 متری برداشت گرديد (جدول 2).
شکل 4 -نمایشی از سه نمودار دیفراکتوگرام و موقعیت کانیهای رسی برای یکی از نمونه های مورد مطالعه.
جدول 2. کانیهای رسی عمده در نمونههای مورد مطالعه با استفاده از روش XRD
Well no. | Depth (m) | Illite | Chlorite | Montmo rillonite | Chl-Illite
| Illite-Mont. | Kaolinite |
121 | 2085 | 20.6 | 27 | 12.7 | 12.7 | 27 | ---- |
2091 | 27.1 | --- | 13.6 | 14.8 | 17.3 | 27.2 | |
2233 | 27.8 | 16.6 | 27.8 | ---- | 27.8 | ---- | |
2383 | 25 | 25 | 25 | ---- | 25 | ----- | |
2387 | 26 | ---- | 24 | ---- | 21.7 | 28.3 | |
2388 | 26.6 | 20 | 24.5 | --- | 28.9 | ----- | |
140- | 2098 | 20.4 | ----- | 22.2 | ---- | 18.5 | 38.9 |
2158 | 19.5 | ----- | 29.3 | ---- | 19.5 | 29.3 | |
2288 | 17.4 | ---- | 28.3 | 13 | 15.2 | 26.1 | |
2380 | 26.7 | ---- | 23.3 | 26.3 | 23.3 | ----- | |
2436 | 29.7 | 18.9 | 27 | --- | 24.4 | ---- | |
30- | 2718 | 20 | 22.5 | 27.5 | ----- | 30 | --- |
2575 | 21.3 | ---- | 21.3 | 17 | 19.1 | 21.3 | |
2727 | 24.3 | 29.7 | 27 | --- | 18.9 | ---- | |
2816 | 20.4 | ---- | 25 | 18.2 | 18.2 | 18.2 | |
2919 | 19.2 | ---- | 12.8 | ---- | 19.3 | 48.7 | |
2922 | 19.7 | ----- | 12.7 | ---- | 16.9 | 50.7 |
-روش فلوئورسانس پرتو ایکس (XRF)- در حال حاضر طیف سنجی فلوئورسانس پرتو ایکس، رایج ترین روش تجزیهای عناصر اصلی و جزئی است [38]. محدودیت اصلی XRF ناتوانی در تجزیه عناصر سبک تر از سدیم [69، 77، 114] (عدد اتمی11) است. بر اثر جابهجایی الکترونها، طیف اشعه X ثانویه (فلورسانس) با طول موج خاصی به وجود میآید که مبنای تجزیه کیفی عناصر بوده و شدت پرتوها متناسب با فراوانی یا کمی عناصر موجود در نمونه است [119]. هرچند یکسان بودن روش آمادهسازی، نمونه استاندارد و نیز یکنواخت بودن سطح مورد آزمایش، نقش مهمی در دقت و صحت نتایج حاصله دارند [33].
مطالعات ژئوشیمیایی عمدتاً در ارزیابی سنگ منشأ و همچنین در تعیین شرایط تشکیل محیط رسوبی مورد استفاده قرار میگیرند. در این مطالعه به منظور ارزیابی ژئوشیمیایی تعداد 11 نمونه از سازندهای پابده و گورپی توسط آزمایشگاه تحقیقاتی کانساران بینالود با دستگاه XRF مدل Philips 1480 آنالیز شدند. نتایج این آنالیز درجدول3 آمده است.
4-بحث
4-1-تغییرات سنگ چینهای سازندهای پابده –گورپی
بمنظور توصیف سازندهای مورد مطالعه براساس نمودار سرچاهی تغییرات سنگ چینهای در سه حلقه چاه 30، 121، و 140 ارائه شده است:
چاه شماره 30- پابده از عمق 2321 متری شروع شده، داراي شيل و آهک بين لايهاي مارني، سيلتي، خاکستري فسیلدار (مانند گلوبيژرين) و در عمق2454 متری مشتمل بر آهک خاکستري و شيل سبز خاکستري فسیلدار (مانند گلوبیژرین) است. در عمق 2515 متری از شيل، آهک سيليسي نازک قهوهاي داراي Hantkenina، و گلوبيژرينا و در عمق 2612 متری داراي روتاليا، گلوبوروتاليا و گلوبيژرينا است. در عمق 2627 متری از آهک مارني خاکستري داراي روتاليا، گلوبوروتاليا و گلوبيژرينا تشکیل شده است. سازند گورپي (رأس کرتاسه فوقاني) که از عمق 2652 متری شروع ميشود، دارای آهک خاکستري گلوبوترونکانا است.
چاه شماره 121- سازند پابده از عمق 2124 متری شروع میشود. اين سازند از آهک نوع I آرژیليتي خاکستري، سيلتي ريز دانه و داراي بين لايههاي آهکي نوع II سفيد تا خاکستري، چاکي و نرم تشکيل يافته است. دارای گلوبيژرينا و در اعماق بيشتر داراي فسيل اپرکولينا است. در اعماق داراي گلاکونيت و فسيل گلوبوروتاليا بوده و تا حدودي تبلور مجدد يافته است. در مواردي داراي سيلت سبز و سخت است. در عمق، آهک نوع III و ماسهاي سفيد درشت دانه همراه با گلاکونيت میباشد. اين سازند در عمق 2341 متری به گورپي تبديل شده، داراي شيل خاکستري تيره، پيريت، آهک شيلي و يا دانههاي آهکي است. دانههاي گلاکونيت، سلستين، کوارتز، فونهاي گلوبيژرينيده، گلوبوروتاليده، گلوبوترونکانا و يا Hetrohelix sp مشاهده شده، و در عمق 2459 متری به ايلام ختم مي شود.
چاه شماره 140- سازند پابده در فاصله عمقی 2110 متري تا 2360 متري از شيل و آهک دانه ريز سياه – قهوهاي و ريز دانه تشکیل شده، تغییرات سنگشناسی و فسیلی را نسبت به عمق نشان میدهد: فسيل گلوبيژرينا و Zeauvigerina sp (عمق 2152-2148)، گلوبيژرينا و Hantkenina sp (عمق 2205-2201)، آهک ماسهاي سخت با گلوبيژرينا، گلوبوترونکانا، اپرکولينا و Hantkenina sp (عمق 2254-2248)، شيل دانه ريز و بسيار دانه ريز (عمق2296-2290)، آهک کرمي، سخت، متراکم، وکستون، آرژیليتي تا ماسهاي، فسیلدار (مانند گلوبوترونکانا، و گلوبوروتاليا) (2325-2300)، آهک وکستون، پکستوني، آرژیليتي تا ماسهاي، گلاکونيت-پيريت، شيل دانه ريز و داراي گلوبوترونکانا (عمق2350-2343متری). سازند گورپي از عمق 2356 متری شروع ميگردد. از آهک نوع I، گاهي نوع II، وکستون ريز- متوسط دانه تا پکستون آرژیليتي داراي کمي پيريت و گلاکونيت، گاهي ماسهاي با فسيل گلوبوروتالیا (در عمق 2366متر) تشکیل شده است. قاعده آن در 2453 متری پايان مييابد.
4-2-نمودار NGS
بررسی نمودار چاهپیمایی NGS نشان داد که در چاههای مورد مطالعه انواع كانيهاي عمده سازندهاي پابده و گورپي شامل ایلیت، مونتموریلونیت، مخلوط لایه، فلدسپار و گلاکونیت می باشد. عدم شناسايي گسترده كائولينيت در نمودار NGS (يا حضور بسيار جزئي و پايينتر از حد آستانة حساسيت ابزار نمودارگیری) ميتواند نشانة تركيب شيميايي و شرايط نامساعد محيط و يا تغيير و تبديل دياژنتيكي آن باشد. همچنين ممكن است اين عدم شناسايي به واسطه رفتار ژئوشيميايي متفاوت عناصر پتاسيم و توريم در كانيهاي رسي باشد، به عنوان مثال، K ميتواند به راحتي شسته شود، ولي Th تقريباً بدون تغيير باقي ميماند [30، 90].
کانيهاي رسي شناسایی شده در نمودارهاي XRD (جدول 2). کانیهای عمده رسی به ترتیب فراوانی عبارت است از ایلیت، مونتموریلونیت، مخلوط لایه، کلریت و کائولینیت (به صورت پراکنده). کانیهای رسی ایلیت و مخلوط لایه بالاترین درصد را نشان می دهند.
ايليت: كاني مقاومي نسبت به هوازدگي است و لذا در فواصل كوتاه حمل تغيير نميكند. اكثر ايليتها ناشی از دياژنز كائولينيت و مونتموريلونيت است [103، 108، 109]. مونتموريلونيت نیز با تبادل كاتيونهاي بازيك به ايليت تبديل ميشود [45، 53]. میزان توریم آن 10-25ppm و مقدار پتاسیم آن متغییر است. میزان پرتو گاما در ایلیت 160API، کائولینیت 104، اسمکتیت (مونتموریلونیت) 168، کلریت 56 و گلاکونیت 150(API) میباشد [44، 120].
مونتموريلونيت: يا اسمكتيت در نواحي خشك همراه با خاكهاي آلكالي فراوان بوده و آب راكد و شستشوي ضعيف و باقي ماندن كاتيونهاي Mg،Ca وNa در ساختمان آنها و شرايط متناوب بسيار خشك و مرطوب مناسب است[60، 78، 96]. اين كاني در جريان فرسايش از بين ميرود، فقدان و يا مقدار بسيار كم آن به تجمع رسوب در آبهاي شيرين نسبت داده ميشود [108، 110]. كلر [54] محيط غير دريايي را براي تشکیل آن مناسب ميداند. همچنین تشكيل آن را به شستشوي متوسط و محيط غني از Mg نسبت ميدهند [14، 116]. عدم وفور مونتموريلونيت ميتواند به واسطة شرايط تقريباً دريايي حوضه باشد (دريايي كمعمق) و يا تبديل بخشي از آن به ايليت در نظر گرفته شود [94]. عامل تركيب شيميايي سيال (دارا بودن Fe به جاي Mg و مناسب براي تشكيل گلوكونيت) نيز حائز اهميت است.
گلاكونيت: از نظر تركيبي مشابه مونتموريلونيت است ولي به جاي Mg داراي Fe است [78] و به صورت ثانويه ميتواند در سنگهاي غني از مادة آلي از ايليت به وجود آيد [14، 95]. اگرچه ظاهراً گلاكونيت تحت شرايط احيا تشكيل ميگردد (در نواحي عميق) ولي منحصر به آبهاي دريايي كمعمق و آشفته است كه از عمق 50 متر تا 200 متر تغيير دارد و اكثراً در بخش كمعمق حوضه وجود دارد كه در اين بخش، از نظر رسوبات تخريبي، كمبود شديد وجود داشته يا نرخ رسوب گذاري بسيار پايين ميباشد.
بنابراين حضور گلاكونيت، نشانه افق دريايي كمعمقي است كه در معرض حفرشدگي وسيع و دياژنز قرار گرفته و اصولاً محدود به نواحي فلات قاره است. همچنين سالينيته محيط بالا بوده و pH محيط نيز حدود 8-7 میباشد [40، 70]. بر اساس مطالعة عناصر کمیاب نیز تشكيل گلوكونيت را در مرز شرايط احيا-اكسيدان پيشنهاد نمودهاند [49].
جدول3. نتایج ارزیابی ژئوشیمیایی نمونه ها به روش XRF | |||||||||||||
چاه | Well 121 | Well 140 | Parameters | ||||||||||
(m) % | 2085 | 2091 | 2233 | 2383 | 2387 | 2388 | 2098 | 2158 | 2288 | 2380 | 2436 |
r |
P |
SiO2 | 38.99 | 29.55 | 33.16 | 13.52 | 16.88 | 27.55 | 36.55 | 21.39 | 24.11 | 15.19 | 18.4 |
|
|
AL2O3 | 12.75 | 9.09 | 4.78 | 4.78 | 6.55 | 3.88 | 12.41 | 4.55 | 4.73 | 2.59 | 5.56 | 0.72 | 0.006 |
Fe2O3 | 4.75 | 4.22 | 1.56 | 1.29 | 1.87 | 1.52 | 4.39 | 2.11 | 1.92 | 1.32 | 2.51 | 0.72 | 1.131 |
CaO | 15.66 | 24.68 | 29.03 | 42.75 | 37.55 | 32.18 | 16.69 | 35.26 | 33.25 | 41.22 | 36.5 | 0.95- | 0.92 |
Na2O | 0.11 | 0.08 | 0.21 | 0.05 | 0.09 | 0.12 | 0.12 | 0.09 | 0.14 | 0.07 | 0.06 | 0.61 | 2.94 |
K2O | 2.63 | 2.36 | 0.84 | 0.75 | 0.98 | 0.68 | 2.53 | 0.93 | 0.89 | 0.69 | 0.86 | 0.74 | 8.25 |
MgO | 2.63 | 2.66 | 1.42 | 0.65 | 2.01 | 1.15 | 4.65 | 1.72 | 1.93 | 3.48 | 2.96 | 0.31 | 2.89 |
TiO2 | 0.504 | 0.396 | 0.107 | 0.162 | 0.142 | 0.148 | 0.491 | 0.158 | 0.167 | 0.094 | 0.19 | 0.72 | 6.29 |
MnO | 0.012 | 0.008 | 0.160 | 0.007 | 0.011 | 0.016 | 0.026 | 0.012 | 0.013 | 0.008 | 0.01 | 0.36 | 2.86 |
P2O5 | 0.061 | 0.089 | 1.421 | 0.115 | 0.096 | 1.521 | 0.124 | 0.572 | 0.321 | 0.255 | 0.13 | 0.21 | 1.74 |
SO3 | 3.08 | 2.03 | 2.80 | 1.24 | 2.13 | 3.18 | 2.45 | 3.56 | 1.60 | 0.89 | 2.75 | 0.51 | 1.55 |
L.O.I | 20.4 | 25.8 | 27.3 | 35.3 | 32.8 | 30.4 | 21.4 | 32.3 | 31.9 | 34.5 | 31.8 | 0.95- | 0.095 |
(ppm) |
| ||||||||||||
Cl | 144 | 120 | 139 | 105 | 231 | 118 | 94 | 98 | 142 | 108 | 154 | 0.17- | 6.40 |
Ba | 344 | 350 | 44 | 15 | 568 | 230 | 325 | 1542 | 31 | 36 | 93 | 0.008 | 2.47 |
Sr | 443 | 261 | 385 | 241 | 289 | 417 | 234 | 297 | 546 | 282 | 249 | 0.34 | 5.52 |
Cu | 25 | 16 | 54 | 22 | 21 | 37 | 30 | 35 | 20 | 24 | 28 | 0.33 | 0.56 |
Zn | 166 | 31 | 82 | 18 | 34 | 65 | 28 | 27 | 54 | 95 | 31 | 0.47 | 1.94 |
Pb | 98 | 61 | 61 | 29 | 30 | 43 | 46 | 29 | 32 | 20 | 24 | 0.84 | 0.005 |
Ni | 58 | 56 | 84 | 35 | 49 | 66 | 60 | 78 | 64 | 57 | 50 | 0.47 | 0.19 |
Cr | 44 | 24 | 36 | 3 | 4 | 29 | 22 | 48 | 19 | 18 | 9 | 0.63 | 0.10 |
V | 71 | 43 | 43 | 26 | 33 | 41 | 51 | 35 | 35 | 17 | 29 | 0.91 | 0.14 |
Ce | 67 | 42 | 9 | 19 | 32 | 28 | 27 | 10 | 26 | 5 | 22 | 0.55 | 0.042 |
La | 36 | 19 | 5 | 12 | 16 | 13 | 16 | 6 | 12 | 3 | 15 | 0.53 | 0.97 |
W | 2 | 15 | 4 | 2 | 1 | 8 | 9 | 5 | 2 | 2 | 6 | 0.38 | 0.029 |
Mo | 4 | 5 | 11 | 15 | 5 | 4 | 2 | 9 | 25 | 6 | 18 | 0.38- | 0.53 |
Nb | 4 | 2 | 4 | 6 | 8 | 2 | 4 | 7 | 3 | 3 | 11 | 0.46- | 0.001 |
Zr | 261 | 3925 | 178 | 272 | 3211 | 163 | 188 | 374 | 685 | 191 | 151 | 0.07- | 3.45 |
Y | 43 | 213 | 20 | 34 | 143 | 22 | 30 | 46 | 65 | 25 | 20 | 0.006 | 7.22 |
Rb | 61 | 26 | 12 | 7 | 11 | 15 | 29 | 11 | 24 | 16 | 18 | 0.70 | 0.10 |
Co | 8 | 5 | 7 | 5 | 9 | 5 | 2 | 4 | 2 | 1 | 2 | 0.24 | 0.0007 |
As | 5 | 4 | 6 | 5 | 4 | 4 | 3 | 3 | 5 | 4 | 2 | 0.23 | 2.83 |
U | 1 | 2 | 1 | 1 | 2 | 1 | 2 | 1 | 2 | 1 | 2 | 0.008 | 1.33 |
Th | 3 | 2 | 4 | 2 | 5 | 2 | 4 | 4 | 3 | 3 | 4 | 0.02- | 8.91 |
Ga | 15 | 16 | 12 | 13 | 11 | 12 | 14 | 14 | 8 | 9 | 13 | 0.46 | 0.03 |
Ratio |
| ||||||||||||
Zr/Rb | 4.3 | 151 | 14.8 | 38.8 | 292 | 10.9 | 6.5 | 34 | 28.5 | 11.9 | 8.4 | - | - |
(Zr+Rb)/Sr | 0.73 | 15.1 | 0.49 | 1.16 | 11.14 | 0.43 | 0.93 | 1.3 | 1.37 | 0.73 | 0.68 | - | - |
Th/U | 3 | 1 | 4 | 2 | 2.5 | 2 | 2 | 4 | 1.5 | 3 | 2 | - | - |
Sr/Ba | 1.3 | 0.74 | 8.75 | 16.06 | 0.52 | 1.8 | 0.72 | 0.19 | 17.6 | 7.8 | 2.68 | - | - |
V/(V+Ni) | 0.55 | 0.43 | 0.34 | 0.43 | 0.4 | 0.38 | 0.46 | 0.31 | 0.35 | 0.23 | 0.37 | - | - |
Rb/Sr | 0.14 | 0.1 | 0.03 | 0.03 | 0.04 | 0.036 | 0.12 | 0.037 | 0.04 | 0.057 | 0.07 | - | - |
Ni/Co | 7.2 | 11.2 | 12 | 7 | 5.4 | 13,2 | 30 | 19.5 | 32 | 57 | 25 | - | - |
V/Cr | 1.6 | 1.8 | 1.2 | 8.7 | 8.2 | 1.4 | 2.3 | 0.73 | 1.8 | 0.9 | 3.2 | - | - |
4-3-ارزیابی ژئوشميايي
محیط رسوبی سیستمی است که از روابط نزدیک عوامل محیطی مختلف تشکیل شده است، بنابراین شاخصهای ژئوشیمیایی مختلف در یک محیط دارای روابط داخلی قابل توجهی هستند [65]. شناخت و بازسازي محيطهاي رسوبگذاري قديمي مستلزم تعيين خصوصيات فيزيكي (مانند عمق آب، تکتونیک)، شيميايي (مانند انحلال و رسوبگذاری) و بيولوژيكي [14، 89] است كه ميتوانند با پارامترهاي ژئوشيميايي محيط در ارتباط باشند كه در مواردي تنها راه كار ممكن است [103]. در اين مطالعه از اين معيار براي ارزيابي محيط رسوبي استفاده شده است.
تركيب عناصر اصلي سنگهاي رسوبي تخريبي تابعي از تركيب شيميايي ذرات تخريبي است [65]. عناصری نظير Si, Al, K, Na در كانيهاي تخريبي آنقدر فراوان هستند كه نميتوانند به واسطه افزوده شدن این عناصر از محيط به رسوب باشند [124]. در مقابل، تركيب شيميايي سنگهاي رسوبي شيميايي برجا نظير كربناتها، و تبخيريها توسط شرايط محيط رسوب گذاري كنترل ميگردند [84]. لذا، تركيب عناصر اصلي انديكاتور حساسي از محيط رسوبي نبوده و شدیداً مرتبط با منشا رسوب است [22]. به علاوه تغييرات دياژنتیكي موجب اضافه شدن يا كم شدن عناصر شيميايي اصلی شده و تمركز اوليه عناصر Ca, Fe, K, Mg را به طور مشخصی تغيير مي دهد [15، 64]. لذا، اين عناصر بعقیده بعضی از مؤلفین كاربرد كمي در آناليز ژئوشيميايي محيط دارند [22، 36]، و بعضی دیگر معتقدند که با ارزش میباشند [62].
در این مطالعه، نمونه های انتخابی مورد آنالیز شیمیایی به روش XRF قرار گرفت که نتایج آن در جدول 3 مشاهده می گردد. از آنجا که بررسی روابط مجموعه چند عنصری میتواند میزان تغییرات و محدوده دینامیکی بین اجزا را نشان دهد [115]، در نمونههای شیلی مطالعه شده، تغییرات عناصر اصلی و کمیاب نسبت به عمق، SiO2 و Al2O3 مورد بررسی اولیه قرار گرفت. در نهایت برای تفسیر نتایج از نمودارهای تغییرات عناصر نسبت به Al2O3 (شکلهای 5و 6) (بدلیل دارا بودن روند منطقی) استفاده گردید. زیرا میزان این اکسید در نمونههای شیلی تابع میزان کانیهای رسی است [87].
شکل 5- نمودار تغییرات عناصر اصلی نسبت به Al2O3 در نمونه های مورد مطالعه
شکل6- نمودار تغییرات عناصر کمیاب نسبت به Al2O3 در نمونه های مورد مطالعه
در تحلیل دادههای آنالیز XRF، پارامترهای آماری R2، r و P به منظور شناخت روابط میان فراوانی عناصر محاسبه گردید. ضریب همبستگی(R2) سنجش دقت پیش بینی کلی در مدل رگرسیون [27] و به عبارتی نسبتی از تغییر پذیری مجموعه دادهها در مدل متغیرخطی [43] است.
پارامتر R2 بیان کننده تناسب دو دسته داده یا نسبت متغییرها به یکدیگر بوده [96] و حداکثر مقدار آن 1 میباشد. در صورت داشتن روند معکوس، مقادیر آن منفی خواهد بود [18]. میزان همبستگی با توجه به مقادیر زیر گروه بندی میشود: 0/0-09/0 (بسیار ضعیف)؛ 1/ -3/0 (ضعیف)؛ 3/0-5/0 (متوسط)؛ و بالاتر از 5/0 (قوی).
فاکتور P بی نهایت به همگنی نمونه حساس بوده، و به طورکلی تغییر پذیری دادهها (انحراف کلی) را نشان میدهد [58، 93]. در صورتی که کمتر از 05/0 باشد نشانه ارتباط دادهها است. این پارامتر با استفاده از بخش آماری F-test در نرم افزار Excel نیز برای دادههای شیمیایی محاسبه گردید.
تغییرات عناصر اصلی و کمیاب نسبت به Al2O3 نشان داد که: تمامی عناصر اصلی رابطه خطی مستقیمی را نشان میدهند به استثنای MnO، CaO، و P2O5 که رابطه منفی دارند و احتمالا به واسطه نوع ژنز و عدم شرکت آنها در ساختمان رسها و شرایط سطح اساس و رسوبگذاری مربوط میباشد [12]. همچنین عناصر اصلی نسبت به Al2O3 ضریب تطابق پیرسون (P) کمتر از 05/0 (SO3، Fe2O3 و MgO) را نشان داده که نشانه عدم وجود تفاوت عمده میان متغییرها است. اکسیدهای SO3، Na2O و MnO دارای ضریب تطابق پایینی هستند.
عناصر کمیاب نسبت به تغییرات Al2O3 در اکثر موارد به استثنای Sr، Cl، Cr، Ba، Cu، Ni، Zn، Zr، Th، As و Nb روند قابل قبولی را نشان نمی دهند و ضریب همبستگی پایینی را نشان می دهند. سایر عناصر کمیاب دارای ضریب همبستگی متوسط تا بالا هستند که می تواند در ارتباط با تغییرات شرایط رسوب گذاری و یا تغییرات مواد آلی باشد. تغییر شرایط رسوب گذاری در توزیع کانیهای رسی نیز بیان شده است. وجود روند قابل قبول عناصر کمیاب ممکن است در ارتباط با کانیهای رسی نیز باشد. نتایج مطالعه آشکار نمود که عنصر Sr نسبت به SiO2 رابطه مثبت و نسبت به P2O5 و Na2O دارای ضریب همبستگی بالاتری است. لذا میتواند به عنوان اندیکاتور سالینیته به کار رود.
4-4-محیط رسوبی
پارامترهای ژئوشیمیایی رسوبی تحت تأثیر زمین ساخت، مواد منبع، درجه باز بودن محیط رسوبی، دیاژنز، بیولوژی و غیره قرار دارند [7، 23، 24، 100]. بنابراین، هنگام استفاده از ژئوشیمی رسوبی برای تعیین محیط رسوبی، لازم است ابتدا نمونههایی انتخاب شوند که کمتر در معرض تغییرات دیاژنتیکی باشند [91] و تأثیر قارهای باید با استفاده از برخی روشهای خاص حذف شود [24، 100]. علاوه بر این، لازم است شاخصهای ژئوشیمیایی که به محیط رسوبی حساس بوده و در فرآیند دیاژنتیکی اخیر نسبتاً پایدار باشند، اتخاذ شود [52، 59، 75، 85، 107].
ثابت شده است که سنگهای ریزدانه مانند مادستونها حامل موثر اطلاعات اولیه ژئوشیمیایی رسوبی هستند [52، 105]. شار آواری را میتوان با ضریب اطمینان یا نمودار متقاطع بین یک عنصر کمیاب معین و یک عنصر قارهای مانند Al، Zr یا Ti بررسی کرد و بخش درجازا عناصر را میتوان با افزایش میانگین فراوانی مادستون تخمین زد [104، 35]. تریبوویلارد و همکاران [100] بیان کرد که استفاده ترکیبی از غنیشدگی U، V و Mo اجازه میدهد تا محیطهای تقریبا اکسیدان (suboxic) را از محیطهای بدون اکسیژن (euxinic) با توجه به سنتز رفتار ژئوشیمیایی عناصر کمیاب خاص و نتایج قبلی بازسازی دیرینه محیطی تشخیص دهد [100]. با توجه به حساسیت محیطی [103]، شاخصهای ژئوشیمیایی را میتوان به طور تقریبی به صورت زیر طبقه بندی کرد:
(1) نوع محیط، از جمله منشأ (Zr/Hf، 87Sr/86Sr)، احیا (DOP (=pyrite Fe/total Fe)، V/Ni، U/Th، U درجازا، V/Cr، Cu/Zn، Ni/Co)، فاصله از ساحل یا عمق آب (Fe/Mn، Mn/Ti، Co/Ti)، سالینیته دیرین (B، Li، Ni، Sr، B/Ga، Sr/Ba، Na/Ca)، رخساره های رسوبی (TV+Ni+Cu).؛ (2) نوع آب و هوا، از جمله دما و رطوبت (Rb/Sr، Sr/Cu، Mg/Ca، Al/Mg)؛ و (3) نوع تکتونیک (V/Sc).
توزیع عناصر در تشکیل سنگ از یک سو به خواص فیزیکوشیمیایی خود عناصر بستگی دارد، و از سوی دیگر تحت تأثیر اقلیم دیرینه و محیط دیرینه است [50، 61، 121]. استرانسیوم (Sr)، باریم (Ba)، وانادیم (V)، و نیکل (Ni) که همگی به محیط رسوبی حساس هستند، به عنوان شاخصهای متمایز انتخاب شدند و محیط رسوبی سازند پابده و گورپی در میدان نفتی آغاجاری با ترکیب با شاخصهای رسوبی مورد مطالعه قرار گرفت.
در عمل، یک شاخص ژئوشیمیایی معین ممکن است بیش از یک نوع اطلاعات محیطی را منعکس کند. برای مثال، یک نوسان در نسبت Fe/Mn میتواند نشاندهنده تغییر در شوری، فاصله از ساحل، عمق آب یا آب و هوا باشد [31، 99].
-تغییرات عناصر متحرک Fe، Mn و V با استفاده از رده بندی کوینبای-هانت و وایلد [80] به عنوان اندیکاتور شرایط دریایی اولیه بررسی گردید (جدول 4). نمونههای مورد مطالعه در گروه 3 این رده بندی قرار دارند. در این گروه آهن و منگنز احیا شده، و نسبتاً محلول هستند. این موضوع شرایط احیا ولی Eh احیا غیر سولفیدی و pH متوسط تا پایین را نشان میدهد.
جدول4 ميانگين غلضت (بر حسب ppm) انديكاتورهاي احياء در شيلها [81]. | |||
Group 1 Oxic | Group 2 Mn soluble | Group 3 Mn, Fe soluble | Group 4 V high |
Mn > 800 Fe > 37500 V < 320 | Mn < 750 Fe > 37500 V < 320 | Mn < 750 Fe < 37500 V < 320 | Mn < 750 Fe < 37500 V > 320 |
داده های مربوط به نمونه های مورد مطالعه (میدان آغاجاری) | |||
V<71;(except no. 3=Mn>800) Mn<120; Fe<16600 نتیجه: همه نمونه ها درگروه 3 قرار دارند به استثنای نمونه 3 که در گروه 1واقع می شود. | |||
-نسبت Zr/Rb منعکس کننده تغییرات اندازه دانه رسوب است. مقادیر بالاتر در افقهای نسبتاً درشت دانه و مقادیر کمتر در سنگهای رسی و شیل دیده میشوند [34]. بررسی دادهها (جدول 3) نشان داد که در بخش بالایی و پائینی سازند، نسبت به بخش میانی رسوبات دانه ریز تر است.
-نسبت (Zr+Rb)/Sr منعکس کننده تعادل بین اجزای آواری و کربناتی است که در برخی موارد معیاری از محتوای بیوژنیک رسوبات است. مقادیر بالا معمولاً در نمونه هایی با کربنات کم یافت میشود [34]. تغییرات این نسبت در نمونه های مورد مطالعه نشان داد که تجمع نسبی کربنات بیوژنیک همراه شیل بصورت تناوبی بوده و در مکان های مختلف میدان نیز متفاوت است.
-نسبت Sr/Ba به عنوان شاخص شوری استفاده میشود زیرا رسوبات قارهای در مقایسه با رسوبات دریایی معمولاً از Ba غنی شده و از Sr فقیر هستند [29، 124]. نتایج نشان میدهد که دامنه تغییرات این نسبت در سازندهای مورد مطالعه (شکل 7) در چاه 201 در بازه 52/0-06/16 و در چاه 140 در بازه 19/0-6/17 بوده، نشان میدهد در بخش زیرین دریایی و بسمت بالای سازند شرایط قارهای و تحولی حاکم بوده است. در چاه شماره 140 در میان فازهای قارهای و تحولی، شرایط دریایی نیز وجود دارد. بنابراین در بازه زمانی رسوب سازندهای پابده و گورپی شرایط دریایی و قارهای و گاه متناوب حاکم بوده است.
-نسبت V/(V + Ni) بین 34/0 تا 55/0 در چاه 121 و 23/0 تا 46/0 در چاه 140 تغییر میکند (جدول 3)، به این معنی که این ناحیه در قلمرو نیمه احیا قرار می گیرد (شکل 8). در نمودار نسبت Ni/Co تمامی نمونه ها در محدوده احیا قرار دارند (شکل 8). ولی در نمودار V/Cr بعضی از نمونههای چاه 140 در محدوده تقریبا احیا و بقیه شرایط اکسیدان را نشان میدهند.
شکل 7- نمودار رابطه میان Sr و Ba [124] در سازندهای پابده و گورپی میدان نفتی آغاجاری
شکل 8-نمودارهای Ni/Co، V/(V+Ni) وV/Cr [9] که شرایط اکسیداسیون-احیا دیرین را نشان میدهد.
نکته اینکه سیستم آبی فاقد اکسیژن محلول (0% اشباع) را بی هوازی anaerobic، احیا یا anoxic نامیده می شود.
سیستمی با غلظت کم، در محدوده بین 1 تا 30 درصد اشباع، hypoxic یا هیپوکسیک یا dysoxic نامیده می شود.
-نسبت Rb/Sr می تواند اندیکاتور آب و هوا باشد [124]. این نسبت در نمونه های مورد مطالعه از 036/0 تا 14/0 در چاه 121 و 037/0 تا 12/0 در چاه 140 تغییر میکند. تغییرات Rb/Sr نشان داد که دیرینه اقلیم سازندهای پابده و گورپی از گرم و خشک بوده است.
با توجه به اینکه شیلهای پابده-گورپی در این میدان در افقهایی غنی از ماده آلی (بیش از 2%) هستند [3] میتوان اظهار داشت که محیط رسوبی این شیلها بایستی احیا باشد. نويسندگان زيادي [34، 97]، اشاره کردهاند که با استفاده از نسبت Th/U ميتوان رخساره ژئوشيمي نهشته هاي رسوبي را تعيين نمود. اگر اين نسبت بيشتر از 7 باشد معرف محيط شسته شده و اكسيدان (مثل شيلهاي قارهاي) و اگر كمتر از 2 باشد معرف محيطهاي دريايي (نظير شيلهاي سياه دريايي) و اگر بين 2و7 متغير باشد، معرف محيط حد واسط (مثل شيلهاي زرد و قرمز دريایي) است. این نسبت در نمونه های مورد مطالعه (جدول 3) در بازه 5/1-4 بوده، نشانه محیط احیا و تأییدی بر تغییرات محیطی از دریایی تا حدواسط است.
4-5-مشکلات حفاری در سازندهای پابده-گورپی
ابریان و چنورت [71] از اولین کسانی بودند که سعی کردند مستقیماً ناپایداری شیلها را با ترکیب کانی رسی آنها مرتبط کنند. آنها شیلهای مشکلدار را به پنج دسته اصلی طبقهبندی کردند، که در آن کانیشناسی رسی به سختی نسبی و تمایل آنها به هیدراته شدن و پراکندگی مربوط میشد، بنابراین به مشکلاتی از قبیل ورود شیل به سیال حفاری (sloughing)، ایجاد حفره، پراکندگی و توپی شدن مته منجر شد [32]. در این طبقه بندی، کانیهای رسی که در ایجاد ناپایداری شیل بیشترین فعالیت را دارند عبارتند از اسمکتیت، ایلیت و رسهای مخلوط لایه (عمدتاً ایلیت/اسمکتیت با لایه مخلوط، I/S) [83]. درصد رسهای مخلوط لایه با تورم شیل رابطه خطی مثبتی دارند [83]. کانیهای رسی کلریتی در درجه دوم اهمیت قرار گرفته و از کائولینیت بعنوان کانی نسبتاً غیرفعال ذکر شده است (جدول 5).
جدول 5- نقش کانیهای رسی در ناپایداری شیل [32].
جدول5 نشان میدهد که شیل های غنی از لایه مختلط S/I (اسمکتیت/ایلیت) بیشتر مستعد پراکندگی و ریزش به درون سیال حفاری هستند. اگرچه، شیلهای فاقد اسمکتیت در معرض ایلیتی شدن قرار نمیگیرند، لذا، هیچ کانی مخلوطی لایهای تشکیل نمیشود و در نهایت هیچ مشکل برجسته ناپایداری شیل نیز ایجاد نخواهد شد [32].
بعقیده ویلسون و ویلسون [117]، برخی از شیلها حاوی مقادیری از کانیهای رسی مانند ایلیت هستند که تورم بالایی ندارند ولی ممکن است در حین عملیات حفاری رفتاری ناپایدار داشته باشند. در مطالعات اخیر، ویلسون و همکاران [118] استدلال شده که ویژگیهای ساختاری در کانی رسی ایلیت، غیرمرتبط با تورم، ممکن است تأثیر خاصی در ناپایداری سازندهای شیلی داشته باشد. این نشان میدهد که تورم کانی رسی قطعا مهم بوده، اما مکانیسم اصلی ناپایداری آن نیست. این نتایج تأکید کرد که ناپایداریهای کانی رسی مستقیماً با تورم مرتبط نیست. کلریت ارتباط زیادی با ناپایداری شیل ندارد، اما در واقع این لایه های مخلوط لایه (S/I) و ایلیت هستند که منجر به ناپایداری شیل می شوند [42]. مکانیسم های بی ثباتی دیگری نیز وجود دارند [57]. کانی رسی بنتونیت سدیم دار پتانسیل ناپایداری بالایی دارد.
مطالعات متعددی در مورد عکس العمل سیال حفاری-شیل صورت گرفته که تایید میکنند علل مختلفی منشأ ناپایداری دیواره چاه هستند، نظیر: جذب آب [4]، تورم اسمزی [25، 46، 112] و تبادل کاتیونی [4]. رویکردهای متفاوتی برای طراحی WBM (گل پایه آبی) پیشنهاد شده است [15، 56، 26، 68، 101]. با توجه به لیتولوژیهای مختلف، سیالات حفاری متعددی طراحی گردیده است [39] (شکل 9) اما بطور کلی در سه گروه قرار می گیرند [8، 92]: پایه آبی، پایه روغنی و سنتتیکی.
از این سیالات نه تنها برای کنترل پایداری چاه بلکه گاهی برای ایجاد شکاف نیز در سازند استفاده شده است. سیالات حفاری پایه آبی (WBFs) بهترین جایگزین برای جایگزینی سیالات پایه روغنی (OBFs) برای ایجاد شکستگی، و شکاف در سازندهای شیلی هستند [106]. ولی سیال OBF از دیرباز به دلیل روانکاری عالی، مقاومت در برابر دمای بالا، پایداری چاه، تورم قوی و پتانسیل های بازدارندگی خوردگی، به عنوان بهترین سیال برای فرآیندهای شکست، به ویژه برای چاه های دور از ساحل، چاه های افقی و چاههای با زاویه بالا در نظر گرفته شدهاند [102]. اخیرا از گل بازدارنده دارای امینو اسید طبیعی برای جلوگیری از ناپایداری دیواره چاه ناشی از شیلهای غنی از مونتمویلونیت نیز استفاده شده است [79].
بر اساس مجموعه کانیهای رسی شناسایی شده میتوان این شیل ها را در رده 3 تقسیم بندی دو و همکاران [32] (جدول5) قرار داد. با توجه به توضیحات قبل، و مقايسه فراوانی نسبی کانيهای رسی در سازندهای پابده و گورپی (جدول 1 و 2) میتوان بیان داشت که افقهای شیلی در زمان حفاري مشکل ساز خواهند بود. زیرا شيلهای مورد مطالعه به واسطه دارا بودن کانيهای مونتموريلونيت و ایلیت و در نتیجه وجود کانی مخلوط لایه از جمله اجزا حساس آبي به شمار میروند. آبگيري شيل منجر به کاهش مقاومت و وارفتگي آن ميشود. بنابراين برای رفع مشکل بايستی به گونهای از جذب آب توسط شیل جلوگیری شود تا به اين وسيله به افزايش مقاومت شيل و در نتیجه از ریزش دیواره چاه جلوگيري شود. لذا بایستی با توجه به این موارد سیال حفاری را طراحی نمود. ضمنا پیشنهاد می شود ترکیب دقیق کانیهای رسی در واحدهای شیلی با استفاده از دادههای چاههای حفاری مجاور بررسی و بر آن اساس طراحی گل برای این افقها صورت گیرد.
شکل 9-انواع سیالات حفاری [39]. منظور از MMH در این شکل مخلوط هیدروکسید فلز (mixed-metal-hydroxid) است. این گل بعنوان سیال حفاری غیر مخرب و کنترل شیل دیواره چاه بکار می رود.
5-نتیجه گیری
نتایج این مطالعه بر پایه دادههای نمودار سرچاهی، NGS، نمودارهای پراش اشعه ایکس (XRD) و آنالیز XRF استوار است. براساس نمودار سرچاهی تغییرات سنگ چینهای سازند های پابده و گورپی در سه حلقه چاه (30، 121 و 140) نشان داد که سازند پابده در بخش بالایی عمدتا شیل و آهک بین لایهای مارنی، سیلتی فسیل دار، در بخش میانی آهک سیلیسی فسیل دار و شیل و در عمق دارای آهک مارني خاکستري و شیل گلاکونیت دار و پیریت است. سازند گورپي از آهک خاکستري و شیل گلاکونیت دار تشکیل شده است.
بر اساس دادههای NGS انواع كانيهاي رسي عمده سازندهاي پابده-گورپي شامل ایلیت، مونتموریلونیت، مخلوط لایه، و کانیهای فلدسپار و گلاکونیت در چاه مورد مطالعه می باشد. نمودارهای XRD نمونه های انتخابی از سه حلقه چاه نیز نشان داد که کانیهای رسی به ترتیب فراوانی شامل ایلیت، مونتموریلونیت، مخلوط لایه، کلریت و کائولینیت (به صورت پراکنده) است. بالاترین درصدها را کانیهای رسی ایلیت و مخلوط لایه نشان دادند.
تغییرات عناصر اصلی و کمیاب نسبت به Al2O3 نشان داد که عناصر اصلی در اکثر موارد رابطه خطی مستقیمی را نشان می دهند (به استثنای MnO، CaO و P2O5 ). عنصر Sr نسبت به P2O5 و Na2O دارای ضریب همبستگی بالاتری در مقایسه با سایر عناصر را نشان می دهد. و به عنوان اندیکاتور سالینیته پیشنهاد میگردد. نسبت بالای Si/Al نشانه غالب بودن ایلیت و کمبود کلی کائولینیت می باشد. تغییرات Ti نیز این موارد را تأیید می کند. بالا بودن Fe3+ و Mg نیز نشانه حضور گسترده ایلیت، کلریت و نیز مونتموریلونیت در سازند پابده است. میزان بالای آن در نمونه ها نشانه دریایی شدن محیط و تفاوت شرایط رسوبگذاری است. با توجه به میزان Fe2O3 ، بخش بالای پابده شرایط اکسیدان ولی به سمت گورپی شرایط احیا حاکم است. تغییرات میزان آهن، منگنز و وانادیم به عنوان اندیکاتورهای محیطی نشان داد که سازندهای پابده و گورپی تحت شرایط احیا ولی Eh احیا غیر سولفیدی و pH متوسط تا پایین نهشته شده است. نسبت Th/U در نمونه های مورد مطالعه دارای گستره تغییرات از 5/1-4 است که نشانه تغییرات محیطی از دریایی تا حدواسط می باشد. وجود افقهای غنی از ماده آلی (بیش از 2%) در سازند های پابده و گورپی وجود شرایط احیا را نشان میدهد.
مقادیر پائین نسبت Zr/Rb (تغییرات اندازه دانه رسوب) در بخش بالایی و پائینی سازند، نسبت به بخش میانی نشان دهنده دانه ریزتر شدن رسوبات است.
-با توجه به تغییرات نسبت (Zr+Rb)/Sr که منعکس کننده تعادل بین اجزای آواری و کربناتی است، تجمع نسبی کربنات بیوژنیک همراه شیل بصورت تناوبی بوده و در مکان های مختلف میدان نیز متفاوت است.
-نسبت Sr/Ba در سازندهای مورد مطالعه نشان میدهد در بخش زیرین شرایط دریایی و بسمت بالای سازند شرایط قارهای و تحولی و گاه دریایی حاکم بوده است. بنابراین در بازه زمانی رسوب سازندهای مذکور شرایط دریایی و قارهای بصورت متناوب حاکم بوده است.
مقادیر نسبت V/(V + Ni) در نمونه ها (کمتر از 6/0) بوده قلمرو نیمه احیا را برای این سازندها نشان می دهد.
-در نمودار نسبت Ni/Co تمامی نمونهها در محدوده احیا و در نمودار V/Cr بعضی از نمونههای چاه 140 در محدوده تقریبا احیا و بقیه شرایط اکسیدان را نشان میدهند. مقادیر پایین نسبت Rb/Sr (کمتر از 14/0) نشان داد که دیرینه اقلیم در زمان ته نشست سازندهای پابده و گورپی کاملا گرم و خشک بوده است.
سازندهای پابده و گورپی در این میدان با توجه به فراوانی بالای کانيهای مونتموريلونيت، ایلیت و مخلوط لایه می توانند در زمان حفاری مشکل ساز باشند. لذا بایستی در طراحی سیال حفاری این موضوع مورد توجه قرار گیرد. ضمنا پیشنهاد می شود ترکیب دقیق کانیهای رسی در واحدهای شیلی با استفاده از داده چاههای حفاری مجاور بررسی و بر آن اساس طراحی گل برای این افقها صورت گیرد.
سپاس و قدردانی
نویسندگان مقاله بر خود لازم می دانند که از همکاری بی شائبه بخش مدیریت پژوهشی دانشگاه شهید چمران اهواز، دانشگاه آزاد اسلامی واحد علوم و تحقیقات تهران، شرکت ملی نفت خیز جنوب کمال تشکر و قدردانی را بعمل آورند. همچنین از داوران مقاله آقایان دکتر علیرضا بشری و دکتر پیمان رضائی تشکر و قدر دانی میگردد.
منابع
[1] امیری بختیار، ح.، ناصح، م.، 1382، پتروگرافی، میکروفاسیس و محیط رسوبی مخزن آسماری میدان آغاجاری، گزارش شماره پ-5278، 86 ص.
[2] سليماني، ب.، قلاوند، ه.، و شيخزاده، ح.، 1382، استفاده از نمودار الكتريكي NGS در شناسايی كانیهای رسي سازندهای پابده و گورپی ميدان نفتی اهواز، مجموعه مقالات يازدهمين كنفرانس بلورشناسی و كانیشناسی، ايران ـ يزد.
[3] عدالتی منش، ن.، کدخدایی، ع.، علیزاده، ب.، حیدری فرد، م.ح.، 1393، بررسی زونهای غنی از ماده آلی با استفاده از دادههای ژئوشیمیایی و پتروفیزیکی سازندهای پابده و کژدمی در میادین نفتی آغاجاری و پازنان. مجله پژوهش نفت، 24 (80)، ص. 63-74.
[4] ABBAS, A. K., FLORI, R. E., AL-ANSSARI, A., and ALSABA, M., 2018, Laboratory analysis to assess shale stability for the Zubair Formation, Southern Iraq. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 56, 315–323. doi:10.1016/j.jngse.2018.05.041.
[5] AJIMI, AL., and ZIMMERMAN, R. W., 2006, Wellbore stability analysis based on a new true-triaxial failure criterion. SPE Asia-pacific Drilling Technology Conference Bangkok, Thailand 13-15 November.
[6] ALBOOYEH, M., KIVI, I.R., and AMERI, M., 2018, Promoting wellbore stability in active shale formations by water-based muds: A case study in Pabdeh shale, Southwestern Iran. J. Nat. Gas Sci. Eng., 56, 166–174.
[7] ALGEO, T.J., 2004, Can marine anoxic events draw down the trace element inventory of seawater?. Geology, 32, 1057–1060.
[8] ALI, I., AHMAD, M., and GANAT, T., 2022, Biopolymeric formulations for filtrate control applications in water-based drilling muds: A review. Journal of Petroleum Science and Engineering, 210, 110021. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.110021
[9] ARORA, A., BANERJEE, S., and DUTTA, S., 2015, Black shale in late Jurassic Jhuran Formation of Kutch: Possible indicator of oceanic anoxic event? Journal of the Geological Society of India, 85(3), 265–278. doi:10.1007/s12594-015-0215-6.
[10] BAGHERI, H., TANHA, A.A., DOULATI ARDEJANI, F., HEYDARI-TAJAREH, M., and LARKI, E., 2021, Geomechanical model and wellbore stability analysis utilizing acoustic impedance and reflection coefficient in a carbonate reservoir. J Petrol Explor Prod Technol , 11, 3935–3961. https://doi.org/10.1007/s13202-021-01291-2.
[11] BAI, M., 2016, Why are brittleness and fracability not equivalent in designing hydraulic fracturing in tight shale gas reservoirs. Petroleum 2(1), 1–19. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2016.01.001.
[12] BAIYEGUNHI, C., LIU, K., and GWAVAVA, O., 2017, Geochemistry of sandstones and shales from the Ecca Group, Karoo Supergroup, in the Eastern Cape Province of South Africa: Implications for provenance, weathering and tectonic setting. Open Geosciences, 9(1). doi:10.1515/geo-2017-0028.
[13] BIRCHWOOD, R., 2002, Options for enhanced wellbore stability. Schlumberger oilfield services Caracas, Venezuela.
[14] BOGGS, S., JR., 2006, Principles of Sedimentology and Stratigraphy, 4th ed.; Pearson Education, Inc.: New York, NY, USA.
[15] BOLES, J.R., and FRANKS, S.G., 1979, Clay diagenesis in Wilcox Sandstone of southwest Texas; implication of smectite diagenesis on sandstone cementation. J. Sediment. Petrol. 49, 55–70.
[16] BORDENAVE, M. L., and HEGRE, J. A., 2005, The influence of tectonics on the entrapment of oil in the Dezful Embayment, Zagros Foldbelt, Iran, Journal of Petroleum Geology, 28(4), 339 – 368.
[17] BRISTOW, C.S., 2020, A virtual graphic log for clastic sediments. Sedimentary Geology, 405,105703. https://doi.org/10.1016/j.sedgeo.2020.105703.
[18] BUDA, A and JARYNOWSKI, A., 2010, Life-time of correlations and its applications.1, Wydawnictwo Niezalezne: 5–21, December 2010, ISBN 978-83-915272-9-0.
[19] BUNTORO, A., MURAJI, S. A., PRASETYADI, C., and WIBOWO, R.A., 2022, Shale reservoir characterization based on geomechanical and mineralogy analysis: a case study of well BS-03 data of brown shale formation in the Bengkalis Trough, Central Sumatra Basin, Indonesia, Arabian Journal of Geosciences, 15(12). DOI: 10.1007/s12517-022-10410-0.
[20] BUNTORO, A., NURCHOLIS, M., RAHMAD, B., and LUKMANA, H.A., 2020a, Correlation of sillimanite & kaliophilite minerals, TOC, Ro, and MBT from drill cutting of well BS-03 in the development of shale hydrocarbon, Brownshale formation, Bengkalis Trough, Central Sumatra Basin, Indonesia No Title. Open Journal of Yangtze Oil and Gas, 5,216–230.
[21] BUNTORO, A., PRASETYADI, C., WIBOWO, R.A., and MURAJI, S.A., 2020b, Shale hydrocarbon development based on drill cuttings & TOC analysis: case study of brownshale drill cuttings of well BS-03, Pematang Formation, Bengkalis Trough, Central Sumatra Basin No Title. Open Journal of Yangtze Oil and Gas, 6, 87–102.
[22] BUSCAROLI, A., ZANNONI, D., and DINELLI, E., 2021, Spatial distribution of elements in near surface sediments as a consequence of sediment origin and anthropogenic activities in a coastal area in northern Italy. CATENA, 196, 104842. doi:10.1016/j.catena.2020.104842.
[23] CAI, G.Q., GUO, F., LIU, X.T., and SUI, S.L., 2009, Carbon and oxygen isotope characteristics and palaeoenvironmental implications of lacustrine carbonate rocks from the Shahejie Formation in the Dongying Sag. Earth Environ, 37, 347–354, (In Chinese with English abstract).
[24] CHANG, H.J., CHU, X.L., and FENG, L.J., 2009, Redox sensitive trace elements as paleoenvironments proxies. Geol. Rev., 55, 91–99, (In Chinese with English abstract).
[25] CHENEVERT, M.E., and AMANULLAH, M., 2001, Shale preservation and testing techniques for borehole-stability studies. SPE Drilling and Completion, 16, 146-149.
[26] COOK, J.M., GOLDSMITH, G., GEEHAN, T.M., AUDIBERT, A.M., BIEBER, M.T., and LECOURTIER, J., 1993, Mud/shale interaction: model wellbore studies using X-ray tomography. Drilling Conference, paper SPE/IADC 25729. Amsterdam, February 23–25.
[27] DANCER, D., and TREMAYNE, A., 2005, R-squared and prediction in regression with ordered quantitative response. J. Applied Statistics, 32, 483 – 493.
[28] DARVISHPOUR, A., CHERAGHI SEIFABAD, M., ANTHONY WOOD, D., and GHORBANI, H., 2019, Wellbore stability analysis to determine the safe mud weight window for sandstone layers. Petroleum Exploration and Development, 46 (5), 1031-1038. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(19)60260-0.
[29] DASHTGARD, S.E., WANG, A., POSPELOVA, V., WANG, P.L., LA CROIX, A., and AYRANCI, K., 2022, Salinity indicators in sediment through the fluvial-to-marine transition (Fraser River, Canada). Sci Rep. 2022; 12: 14303. doi: 10.1038/s41598-022-18466-4.
[30] DAY-STIRRAT, R. J., HILLIER, S., NIKITIN, A., HOFMANN, R., MAHOOD, R., and MERTENS, G., 2021, Natural gamma-ray spectroscopy (NGS) as a proxy for the distribution of clay minerals and bitumen in the Cretaceous McMurray Formation, Alberta, Canada. Fuel, 288, 119513. doi:10.1016/j.fuel.2020.119513.
[31] DENG, H.W., and QIAN, K., 1993, Sedimentary Geochemistry and Environmental Analysis; Gansu Science and Technology Press: Lanzhou, China. (In Chinese).
[32] DU, J., CAI, J., CHEN, Z., LEI, T., ZHANG, S., and XIE, Z., 2019, A contrastive study of effects of different organic matter on the smectite illitization in hydrothermal experiments. Applied Clay Science, 168, 249-259.
[33] DUCHENSEN, J.C., and BOLOGNE, G., 2009, XRF major and trace element determination in Fe-Ti oxide minerals», Geologica Belgica, 12, 205-212.
[34] DYPVIK, H., and HARRIS, N. B., 2001, Geochemical facies analysis of fine-grained siliciclastics using Th/U, Zr/Rb and (Zr+Rb)/Sr ratios. Chemical Geology, 181(1-4), 131–146. doi:10.1016/s0009-2541(01)00278-9.
[35] EL–ANWAR, E.A.A., MEKKY, H.S., and WAHAB, W.A., 2019, Geochemistry, mineralogy and depositional environment of black shales of the Duwi Formation, Qusseir area, Red Sea coast, Egypt. Carbonates Evaporites, 34, 883–892.
[36] ERNEST, W., 1970, Geochemical facies analysis: Elsevier, Amst.,152p.
[37] GALLANT, C., and ZHANG, J., 2007, Wellbore stability considerations for drilling high-angle wells through finely laminated: a case study from Terra Nova. SPE Annual Technical, pp .1-5.
[38] GOLDSTEIN, J.I., NEWBURY, D.E., ECHLIN, P., and JOY, D.C., 2003, Scanning Electron Microscopy and X-ray Microanalysis: A text book for Biologists, Material Scientists and Geologists, Plenum Press.
[39] GUAN, Z., CHEN, T., LIAO, H., 2021, Drilling Fluids. In: Theory and Technology of Drilling Engineering. Springer, Singapore, 173-204. https://doi.org/10.1007/978-981-15-9327-7_3
[40] HARDING, S.C., NASH, B.P., PETERSEN, E.U., EKDALE, A.A., BRADBURY, C.D., and DYAR, M.D., 2014, Mineralogy and Geochemistry of the Main Glauconite Bed in the Middle Eocene of Texas: Paleoenvironmental Implications for the Verdine Facies. PLoS ONE, 9(2), e87656. https://doi.org/10.1371/journal.pone.0087656.
[41] HASSAN, M.A., ABDEH-WAHAB, M., NAD, A., DINE, N. and KHAZBAK, A., 1997, Determination of Uranium and Thorium in Egyptian Monazite by Gamma-Ray Spectrometry, J. Appl. Radiat. Isot., 48 (1), 149-152.
[42] HAWKES, C.D., MCLELLAN, P.G., RUAN, C.G., and MAURER, W.C., 2010, Wellbore instability in shales: a review of fundamental principles and GRI-funded research final report (part 1 of 2). GRI-99/0025.1. https://www.researchgate.net/publication/313915775.
[43] HEINZL, H., and MITTLBOCK, M., 2003, Pseudo R-squared measures for Poisson regression models with over- or underdispersion, Computational Statistics & Data Analysis, 44, 253 – 271.
[44] HERRON, M.M. & MATTESON, A., 1993, Elemental composition and nuclear parameters of some common sedimentary minerals. Nucl. Geophys., 7, 383–406.
[45] HUGGETT, J.M., 2005, Sedimentary rocks | Clays and Their Diagenesis. Encyclopedia of Geology, 62-70, https://doi.org/10.1016/B0-12-369396-9/00311-7.
[46] IRANFAR, S., KARBALA, M.M., SHAKIBA, M., SHAHSAVARI, M.H., 2023, Effects of type and distribution of clay minerals on the physico-chemical and geomechanical properties of engineered porous rocks. Sci Rep., 13, 5837. https://doi.org/10.1038/s41598-023-33103-4.
[47] JAHANBAKHSHI, R., KESHAVARZI, R., 2012, Intelligent Prediction of Wellbore Stability in Oil and Gas Wells: An Artificial Netural Network Approach.
[48] JARVIE, D.M., HILL, R.J., RUBLE, T.E., POLLASTRO, R.M., 2007, Unconventional shale-gas systems: the Mississippian Barnett Shale of north-central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment. Am Assoc Pet Geol Bull, 91(4), 475–499. https:// doi.org/10.1306/12190606068.
[49] JERRAR, G., AMIREH, B., and ZACHMANN, D., 2000, The major, trace and rare earth element geochemistry of glauconite, from the early cretaceous Kurunb group of Jordan. geochemical.J., 30, 207-222.
[50] JI, H., TAO, H., and WANG, Q., 2019, Petrography, geochemistry, and geochronology of lower jurassic sedimentary rocks from the Northern Tianshan (west Bogdan area), northwest China: Implications for provenance and tectonic evolution, Geological Journal, 54, 1688–1714.
[51] JIN, X., SHAH, S.N., ROEGIERS, J.C., and ZHANG, B., 2014, Fracability evaluation in shale reservoirs — an integrated petrophysics and geomechanics approach. Society of Petroleum Engineers - SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference 2014, October 2015, 153–166. https:// doi. org/ 10.2118/ 168589- ms.
[52] JONES, B., and MANNING, D.A.C., 1994, Comparison of geochemical indices used for the interpretation of palaeoredox conditions in ancient mudstones. Chem. Geol., 111, 111–129.
[53] KELLER, W.D., 1963, Diagenesis in Clay minerals – a review, in Bradley, V.F. Clay & clay minerals, Droc. Nas. Conf. NewYork, MacMillian, Co., 1011, 36-157.
[54] KELLER, W.D., 1970, Environmental aspects of clay minerals, J. Sed. Pet, Vol.40, pp.783-813.
[55] KHODJA, M., CANSELIER, J.P., BERGAYA, F., FOURAR, K., KHODJA, M., COHAUT, N., and BENMOUNAH, A., 2010, Shale problems and water-based drilling fluid optimisation in the Hassi Messaoud Algerian oil field. Applied Clay Science, 49 (4), 383-393. https://doi.org/10.1016/j.clay.2010.06.008.
[57] LEAL, C.A., BRUNET, M.N.C., AMORIM, L.V., LIRA, H.L., NOGUEIRA, F.C.C., and COSTA, W.R.P., 2019, Influence of reactivity and mineralogical composition on instability due to the disintegration of shales from Paraíba and Ceará States, Brazil. Cerâmica, 65, 400-406. http://dx.doi.org/10.1590/0366-69132019653752630.
[58] LI, J., and FINE, J. P., 2011, Assessing the dependence of sensitivity and specificity on prevalence in meta-analysis. Biostatistics, 12(4), 710–722. doi:10.1093/biostatistics/kxr008.
[59] Liu, B.L., 1994, Fundamentals of Geochemistry; Peking University Press: Beijing, China, 1994. (In Chinese).
[60] LIU, J., GUAN, Y., SHAO, Z., and WANG, H., 2022, Mechanical effect of clay under the acid-base action: A case study on montmorillonite and illite. Front. Earth Sci. 10, 991776. doi: 10.3389/feart.2022.991776.
[61] LOPEZ, J.P., ALTENBERGER, U., and BELLOS, L.I., 2019, The Cumbres Calchaquíes range (NW-Argentina). geochemical sedimentary provenance, tectonic setting and metamorphic evolution of a Neoproterozoic sedimentary basin, Journal of South American Earth Sciences, 93, 480–494.
[62] MALEKZADEH, M., HOSSEINI-BARZI, M., SADEGHI, A., CRITELLI, S., 2020, Geochemistry of Asara Shale member of Karaj Formation, Central Alborz, Iran: Provenance, source weathering and tectonic setting. Marine and Petroleum Geology, 121, 104584. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104584.
[63] MATANOVIĆ, D., ČIKEŠ, M., MOSLAVAC, B., 2012, Introduction. In: Sand Control in Well Construction and Operation. Springer Environmental Science and Engineering. Springer, Berlin, Heidelberg. https://doi.org/10.1007/978-3-642-25614-1_1.
[64] MC LENNAN, S.M., 2001, Relationships between the trace element composition of sedimentary rocks and upper continental crust. G-cubed 2, C000109.
[65] MCLENNAN, S.M., and MURRAY, R.W., 1998, Geochemistry of sediments. In: Geochemistry. Encyclopedia of Earth Science. Springer, Dordrecht. https://doi.org/10.1007/1-4020-4496-8_143.
[66] MEDVED, I., GAURINA-MEĐIMUREC, N., PAŠIĆ, B., and MIJIĆ, P., 2022, Green Approach in Water-Based Drilling Mud Design to Increase Wellbore Stability. Appl. Sci., 12(11), 5348; https://doi.org/10.3390/app12115348.
[67] MEYER, R.F., 1966, Geology of Pennsylvanian and Wolf campian rocks in southeast New Mexico: New Mexico Bureau of Mines and Mineral Resources, Memoir, 17, 123 p.
[68] MODY, F.K., HALE, A.H., 1993, A borehole stability model to couple the mechanics and chemistry of drilling fluid shale interaction. SPE/IADC Paper 25728. SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, Netherlands. February 23–25.
[69] NORRISH, K., AND CHAPPELL, B.W., 1977, X-ray fluorescence spectrometry. In: Zussman J. (ed.), physical metods in determinative mineralogy, 2en edition. Academic Press, New York, 201-272.
[70] ODIN, G.S., FULLAGAR, P.D., 1988, Geological Significance of the glaucony facies. Green marin clays (Odin, G.S., ed.), pp.295- 332, Elsevier, Amsterdam.
[71] O’BRIEN, D.E., AND CHENEVERT, M.E., 1973, Stabilizing sensitive shales with inhibited potassium-based drilling fluids. Journal of Petroleum Technology, 255, 1089-1100.
[72] PAL, S., SRIVASTAVA, S., SHRIVASTAVA, J. P., 2013, Mineral chemistry of clays associated with the Jhilmili intertrappean bed in the eastern Deccan volcanic province: Palaeoenvironmental inferences and KTB transition. Journal of the Geological Society of India, 82(1), 38–52. DOI: 10.1007/s12594-013-0119-2.
[73] PAŠIĆ, B., GAURINA-MEĐIMUREC, N., DAVORIN, M., 2007, Wellbore instability: Causes and consequences. Min Geol Pet Eng Bull, 19, 87–98.
[74] PAŠIĆ, B.; GAURINA-MEĐIMUREC, N.; MIJIĆ, P.; MEDVED, I., 2020, Experimental research of shale pellet swelling in nano-based drilling muds. Energies, 13, 46-62.
[75] PENG, J.J.; ZHANG, M.; LIU, G.X.; PAN, W.L., 2014, Sedimentary environments and controlling factors of Permian source rocks in northeastern Sichuan Basin: A case study of Muguakou profile in Chengkou. Pet. Geol. Exp. 2014, 36, 95–101.
[76] PEREZ, R., and MARFURT, K., 2013, Calibration of brittleness to elastic rock properties via mineralogy logs in unconventional reservoirs. In: AAPG International Conference and Exhibition.
[77] POTTS, P, J., WEBB, P, C., and WATSON, J, S., 1990, Exploitiong energy dispersive X-ray fluorescence spectrometry for the determination of trace elements in geological samples, pp.67-70.
[78] PROTHERO, D. R., & SCHWAB, F., 1996, An introduction to Sedimentary rocks and Stratigraphy; Sedimentary Geology, Freeman & Company, 575 p.
[79] QUAINOO, A. K., NEGASH, B. M., BAVOH, C. B., and IDRIS, A., 2020, Natural amino acids as potential swelling and dispersion inhibitors for montmorillonite-rich shale formations. Journal of Petroleum Science and Engineering, 107664. doi: 10.1016/j.petrol.2020.107664.
[80] QUINBY-HUNT, M.S., and WILDE, P., 1993, Thermodynamic zonation in the black shale facies based on iron-manganese-vanadium content. Chemical Geology, 113, 297-317.
[81] QUINBY-HUNT, M.S., and WILDE, P., 1996, Chemical depositional environments of calcic marine black shales. Eco. Geol., 91, 4-13.
[82] POPOVIĆ, S., 2020, Quantitative Phase Analysis by X-ray Diffraction—Doping Methods and Applications. Crystals 2020, 10(1), 27. https://doi.org/10.3390/cryst10010027.
[83] RASOOL M.H., and AHMAD, M., 2023, Understanding shale instability through the lens of clay mineralogy and zeta Potential. Geol Earth Mar Sci, 5 (2): 1–10. DOI: 10.31038/GEMS.2023524.
[84] RICHARDSON, J.A., 2019, The effect of depositional environment and early marine diagenesis on carbonate-associated sulfate. Arts & Sciences Electronic Theses and Dissertations. 1854. https://openscholarship.wustl.edu/art_sci_etds/1854.
[85] RIMMER, S.M., 2004, Geochemical Paleoredox Indicators in Devonian–Mississippian Black Shales, Central Appalachian Basin (USA). Chem. Geol., 206, 373–391.
[86] SAEDI, G., SOLEIMANI, B., SAMANI, B., ARZANI, A., 2022, The interaction between faults and in-situ stress on the kinematic and subsurface natural fracture of Aghajari oilfield in southwest of Iran. Journal of Petroleum Science and Engineering, 208, Part D. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109567.
[87] SCHIEBER, J., 1995, Anomalous iron distribution in shales as a manifestation of “non-clastic iron” supply to sedimentary basins: relevance for pyritic shales, base-metal mineralization, and oolitic ironstone deposits. Mineral. Deposita, 30, 294–302 (1995). https://doi.org/10.1007/BF00196365.
[88] SCHLUMBERGER, 1995, Log Interpretation Charts. Schlumberger Wireline and Testing: Sugarland, Texas.
[89] SELLEY, R.C., 2000, Applied Sedimentology, 2nd ed.; Academic Press: San Diego, CA, USA.
[90] SERRA, O., BALDWIN, J. and QUIREIN, J. 1980, Theory, Interpretation and Practical Applications of Natural Gamma Ray Spectroscopy. SPWLA, 21st Ann. Log. Symp. Tranc., Paper Q.
[91] SHI, J.; HUANG, W.H.; LV, C.H.; CUI, X.N., 2018, Geochemical characteristics and geological significance of the Upper Paleozoic mudstones from Linxing area in Ordos Basin. Acta Pet. Sin., 39, 876–889, (In Chinese with English abstract).
[92] SLEITI, A.K., TAKALKAR, G., EL-NAAS, M.H., HASAN, A.R., and RAHMAN, M.A., 2020, Early Gas Kick Detection in Vertical Wells via Transient Multiphase Flow Modelling: A Review. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 103391–. doi: 10.1016/j.jngse.2020.103391.
[93] SNEDECOR, G. W., AND COCHRAN, W. G., 1967, Statistical Methods (6th ed.). p. 321.
[94] SOLEIMANI, B., 2009, Paleoclimate Reconstruction during Pabdeh, Gurpi, Kazhdumi and Gadvan Formations (Cretaceous-Tertiary) Based on Clay Mineral Distribution. International Journal of Civil and Environmental Engineering, 1, 59-63.
[95] STATES, A., 2019, Glauconite Formation in Late Eocene ODP Site 696 Sediment in West Antarctica". Theses, Dissertations and Culminating Projects. 221. https://digitalcommons.montclair.edu/etd/221.
[96] STEEL, R. G. D. & TORRIE, J. H., 1960, Principles and procedures of statistics.
[97] SWANSON, V.E., 1960, Oil yield Uranium content of black shale, USGS professional paper, 356 A, 1-44.
[98] TARA, U.A.and MODY, F.K., 2002, Managing borehole stability problem: On the learning, Unlearning and Relearning curve, paper AADE presented at the AADE Technology conference, Houtson, Texas.
[99] TIAN, J.C., and ZHANG, X., 2016, Sedimentary Geochemistry; Geological Publishing House: Beijing, China, (In Chinese).
[100] Tribovillard, N., Algeo, T.J., Lyons, T., and Riboulleau, A., 2006, Trace metals as paleoredox and paleoproductivity proxies: An update. Chem. Geol., 232, 12–32.
[101] VAN OORT, E., 2003, On the physical and chemical stability of shales. J Petrol Sci Eng., 38(3):213–235.
[102] VILLADA, Y., GALLARDO, F., ERDMANN, E., CASIS, N., OLIVARES, L., and ESTENOZ, D., 2017, Functional characterization on colloidal suspensions containing xanthan gum (XGD) and polyanionic cellulose (PAC) used in drilling fluids for a shale formation. Appl. Clay Sci., 149, 59-66. DOI:10.1016/j.clay.2017.08.020.
[103] WANG, D.R., GUAN, P., and ZHOU, Z.H., 1998, Calculation of tectonic uplift of eastern Qaidam basin in Quaternary: Depending on the oxygen isotopic compositions within mudstone. Pet. Explor. Dev. 1998, 25, 39–40, (In Chinese with English abstract).
[104] WANG, M., QING, Y., LIAO, Z., LI, Y., LI, S., LV, Z., NI, S., FANG, J., TANG, S., and YANG, Y., 2022a, Reconstruction of Paleoenvironment and Paleoclimate of the Neogene Guantao Formation in the Liaodong Sub-Uplift of Bohai Bay Basin in China by Sedimentary Geochemistry Methods. Water, 14, 3915. https://doi.org/10.3390/w14233915.
[105] WANG, W., 2014, Trace Elements as Redox Paleoenvironments Proxies in Xiamaling Formation of the Mesoproterozoic in North China and Their Geological Significances. Master’s Thesis, China University of Geosciences, Beijing, China. (In Chinese with English abstract).
[106] WANG, Y., and MISKIMINS, J.L., 2010, Experimental investigations of hydraulic fracture growth complexity in slickwater fracturing treatments Tight Gas Complet. Conf (2010), 10.2118/137515-MS.
[107] WANG. X., FAN, A., VAN LOON, A.J., YANG, R., HAN, Z., and LI, J., 2022b, Chapter 11 - The influence of diagenesis on low-porosity, low-permeability gas reservoirs in the Sulige Gas Field (Ordos Basin, China), The Ordos Basin, Sedimentological Research for Hydrocarbons Exploration, 191-215. https://doi.org/10.1016/B978-0-323-85264-7.00024-2.
[108] WEAVER, C. E., 1989, Developments in Sedimentology, 44; Clays, Muds and Shales. Elsevier Sci., Publi., 819 p.
[109] WEAVER, C.E., 1967, The significance of clay minerals in sediments. In: Fundamental aspects of petroleum geochemistry, Elsevier Publ. Co. Amsterdam, pp.37-76.
[110] WEI, X., JIANG, W., ZHANG, Y., WANG, Z., LI, X., and WU, F., 2020, Investigation of clay type on low salinity water flooding using a glass micromodel. Front. Energy Res. 8:600448. doi: 10.3389/fenrg.2020.600448.
[111] WEIR, A.H., ORMEROD, E.C. & MANSEY, I.M.I.E.L., 1975, Clay mineralogy of sediments of the western Nile Delta. Clay Minerals, 10, 369-387.
[112] WHITWORTH, T.M., AND FRITZ, S.J., 1994, Electrolyte –induced solute permeability effects in compacted smectite membranes, Appl. Geochemistry, 9, 533-546.
[113] WIBOWO, R.C., PERTIWI, A.P., KURNIATI, S., 2020, Identification of Clay Mineral Content Using Spectral Gamma Ray on Y1 Well in Karawang Area, West Java, Indonesia. Journal of Geoscience, Engineering, Environment, and Technology, 5 (3), 136-142.
[114] WILLIAMS K.L., 1987, Introduction to X-ray spectrometry. Allen and Unwin, London.
[115] WILLIAMS, P.M., 2021, Statistical levelling of multi-element geochemical data. Applied Computing and Geosciences, 10, 100060. https://doi.org/10.1016/j.acags.2021.100060.
[116] WILSON, M.J., 1999, The origin and formation of clay minerals in soils: past, present and future perspectives. Clay Minerals, 34, 7–25.
[117] WILSON, M.J., WILSON, L., 2014, Clay mineralogy and shale instability: an alternative conceptual analysis. Clay Miner. 49, 127-145. https://doi.org/10.1180/claymin.2014.049.2.01.
[118] WILSON, M.J., WILSON, L., and SHALDYBIN, M.V., 2017, Spec. Publ., Geol. Soc., London. 454, 253.
[119] WOLSKA, J. A., and VREBOS, B.A.R., 2004, XRF: A powerful oil analysis tool, Practicing oil analysis magazine, No. 200405.
[120] WORDEN, R., and MORAD, S., (EDT.), 2003, Clay minerals cement in sandstone. Published by Wiley, 524p.
[121] XU X.B. LI Q.M. and GUI L., 2018, Detrital zircon U-Pb geochronology and geochemistry of early Neoproterozoic sedimentary rocks from the northwestern Zhejiang basin, south China, Marine & Petroleum Geology, 98, 607–621.
[122] YANG, H., PAN, H., LUO, M., LI, G., and YAO, J., 2015, The classification in metamorphic rocks using modified fuzzy cluster analysis from geophysical log data: evidence from Chinese Continental Scientific Drilling Main Hole. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 6(1), DOI: 10.1007/s13202-015-0171-0.
[123] YOUNGBLOOD, W.E., 1981, The Application of Natural Gamma Ray Spectrometry Log as An Aid In Log Evaluation In Saudi Arabia. The Middle East Technical Conference and Exhibition, Bahrain, March 1981. SPE-9615-MS. https://doi.org/10.2118/9615-MS.
[124] ZUO, X., LI, C., ZHANG, J., MA, G., & CHEN, P., 2020, Geochemical characteristics and depositional environment of the Shahejie Formation in the Binnan Oilfield, China. Journal of Geophysics and Engineering. doi:10.1093/jge/gxaa013.
Depositional Environmental Analysis of Shally Units of Pabdeh-Gurpi Formation and Clay Minerals Effect on Wellbore Stability, Aghajari Oil Field
Bahman Soleimani1*, Zahra Dehghani2
1- Prof. in Petroleum Geology and Sedimentary basins, Earth Science Faculty, Shahid Chamran University of Ahvaz.
2-MSc Student, Department of Geology, Science and Research branch, Islamic Azad University, Tehran, Iran.
Received: October 2023, Accepted: October 2023
Abstract
This research is related to detect of clay minerals and geochemical changes of Pabdeh-Gurpi shale formations and their role in borehole instability in Aghajari oil field. For this purpose, these formations were investigated using NGS well log (one well ring), X-ray diffraction method (XRD) and XRF analytical method (11 samples from two wells). In the NGS log, the detected minerals are illite, montmorillonite, mixed layer, glauconite and feldspar. In the XRD method, clay minerals illite, montmorillonite, mixed layer, chlorite and kaolinite were identified in order of abundance. These minerals due to their sensitivity to react with water causes the instability of the borehole. The high ratio of Si/Al and changes of Ti and high level of Fe3+ and Mg are also a sign of the widespread presence of illite, chlorite and montmorillonite in the mentioned formations.
The changes of major and trace elements compared to Al2O3 except for MnO, CaO, and P2O5 showed a positive linear relationship. The changes in the amount of Fe2O3 show the oxidizing conditions in the upper part of the base, but the reducing conditions towards the upper side. Based on the amount of iron, manganese and vanadium, the sediments were formed under conditions of reduction, non-sulphide reduction Eh and medium to low pH. Variations in Th/U ratio (1-4.5) indicate marine to transitional environments. The existence of horizons rich in organic matter (more than 2%) confirms the reduction conditions.
Based on the low values of the Zr/Rb ratio, the sediments in the upper and lower parts are finer than the middle part of the grain. The relative accumulation of biogenic carbonate along with the shale is periodic and is reflected in the changes in the (Zr+Rb)/Sr ratio. Based on the Sr/Ba ratio, marine conditions prevail in the lower part and continental and metamorphic and sometimes marine conditions prevail in the upper part of the formation. Oxidation-reduction conditions were also investigated. The values of the V/(V + Ni) ratio of the semi-reduction region, the Ni/Co ratio of the reduction region and the V/Cr diagram show the almost reduction region and in some cases the oxidant conditions. Paleoclimatic conditions at the time of sedimentation based on low values of Rb/Sr ratio (less than 0.14) were completely hot and dry.
Key words: Wellbore stability, NGS log, Pabdeh-Gurpi Formation, sedimentary environment, Aghajari oilfield.
