• فهرست مقالات Asmari Formation

      • دسترسی آزاد مقاله

        1 - Seismic and sequence stratigraphy of the Oligocene-Miocene Asmari reservoir in the Marun oilfield, SW Iran
        Jalil Jafari Asadollah Mahboubi Reza Moussavi-Harami
        10.30495/ijes.2021.681581
        The Oligocene-Lower Miocene Asmari Formation shows considerable reservoir heterogeneity because of variations in the lithology, depositional facies and diagenesis. This paper aim to investigate reservoir heterogeneities using seismic, core and well logs data. Twelve car چکیده کامل
        The Oligocene-Lower Miocene Asmari Formation shows considerable reservoir heterogeneity because of variations in the lithology, depositional facies and diagenesis. This paper aim to investigate reservoir heterogeneities using seismic, core and well logs data. Twelve carbonate microfacies and three siliciclastic petrofacies are identified in the Asmari Formation based on well log and core data from 7 wells in the Marun field, which generally indicate a shallowing-up profile. Microfacies changes suggest that the Asmari Formation was deposited in a restricted lagoonal and carbonate ramp setting with periodic clastic sediment supply due to relative sea level fall. Six third-order sequences are recognized in the Asmari Formation from studies of core and well log data, while interpretation of 3D seismic data shows that the formation consists of two second-order seismic sequences. The lowest sequence boundary between the Pabdeh and Asmari Formations (SBI) is a type-2 boundary, and the six others are type-1 sequence boundaries. Six distinct packages of reflectors are interpreted on seismic data through the Cenozoic. The Pabdeh and Asmari Formations can be divided into three packages. Package 1 corresponds to transgressive and highstand systems tract deposits, which mainly consist of shales, marls, and carbonates with interbedded sandstones. This package is overlain by mounded and lenticular seismic facies (package 2) and high-amplitude and continuous seismic reflectors (package 3). Package 2 is predominantly sandstone with interbedded shale, and package3 mainly consists of carbonates. Inversion of seismic data shows that high-porosity zones are present in the western and southern Marun field. A lower high-porosity zone corresponds to lowstand fluvial-deltaic sediments and the upper zone to the beach and shallow marine sandstones. پرونده مقاله
      • دسترسی آزاد مقاله

        2 - Depositional environment and microfacies analysis: An example of the Asmari Formation in West Zagros Basin, Lorestan province (Iran)
        Mohammad Rajabi Saeedeh Senemari Mahnaz Parvaneh Nejad Shirazi Maryamnaz Bahrammanesh Tehrani
        10.30495/ijes.2021.681578
        The carbonate sequence of the Asmari Formation is the most important oil reservoir formed in the Zagros Basin, southwestern Iran. In order to interpret the sedimentary environment, the Makhmal-Kuh and Kaka-Reza sections in the Lorestan province were investigated. These چکیده کامل
        The carbonate sequence of the Asmari Formation is the most important oil reservoir formed in the Zagros Basin, southwestern Iran. In order to interpret the sedimentary environment, the Makhmal-Kuh and Kaka-Reza sections in the Lorestan province were investigated. These sections were compared with some other outcrops in the Zagros Basin. Twenty one genera and species were identified in the Makhmal-Kuh section, and 20 genera and species in the Kaka-Reza section. Among foraminifera, Miogypsina sp ., Amphistegina sp., Elphidium sp., Operculina sp., Nephrolepidina sp., Eulepidina sp., Heterostegina sp., Nummulites fichtelli, Nummulites vascus and Nummulites intermedius are the most important species. Based on the identification of co-occurrence taxa, two assemblage zones are introduced in the Makhmal-Kuh section, and one faunal assemblage zone in the Kaka-Reza section. Petrographic analysis also led to the recognition of twelve microfacies types in the Makhmal-Kuh section and five microfacial types in the Kaka-Reza section. Based on these microfacial types, three sub-environments were determined in the Makhmal-Kuh section and two settings in the Kaka-Reza section: Outer ramp, in the aphotic zone, dominated by planktic foraminifera, bryozoan, and echinoids; the mid ramp, in the oligophotic zone, characterized with benthic foraminifera and planktic foraminifera; the shallower waters of the mesophotic-euphotic zone dominated by benthic foraminifera and coralline red algae in the inner ramp. Therefore, the depositional sub-environments along with biotic assemblages represent warm waters of tropical regions under photic variable conditions in a homoclinal ramp. Based on the distribution of co-occurrence fossils, the Asmari Formation is dated as Rupelian to the Aquitanian. پرونده مقاله
      • دسترسی آزاد مقاله

        3 - Biostratigraphy, Paleoecology, Microfacies and Depositional environment of the Asmari formation (Oligocene-Early Miocene) in Karanj oil field, SW Iran
        Behzad Saeedi Razavi
        10.30495/ijes.2021.682865
        Core data analysis of one well from the Karanj oil field, southwestern Iran, allowed us to precise the biostratigraphy, microfacies and paleoecology of the Asmari Formation. Analysis of thin section from this cored well permitted identification of 28 genera and 20 speci چکیده کامل
        Core data analysis of one well from the Karanj oil field, southwestern Iran, allowed us to precise the biostratigraphy, microfacies and paleoecology of the Asmari Formation. Analysis of thin section from this cored well permitted identification of 28 genera and 20 species of benthic and planktic foraminifera respectively. Subsequently four benthic foraminiferal assemblage biozones were identified, as follows: (1) Lepidocyclina-Operculina-Ditrupa Assemblage zone, (2) Archaias asmaricus-Archaias hensoni-Miogypsinoides complanatus Assemblage zone, (3) Miogypsina-Peneroplis farsensis–Elphidium sp. 14 Assemblage zone and (4) Borelis melo curdica-Borelis melo melo Assemblage zone; indicating an Oligocene (Rupelian-Chattian) to early Miocene (Aquitanian to Early Burdigalian) age for the Asmari Formation. Microfacial study of depositional textures led to characterizing 12 microfacies types, indicating environments in five different settings: restricted lagoon, open lagoon, shoal, slope, and basin mostly in the upper Asmari Formation. These sediments had been deposited under 3 different salinity levels (from 34 to more than 50 psu) in an environment ranging from aphotic to oligophotic and to euphotic zones, and under oligotrophic to eutrophic conditions from the Chattian to the Burdigalian on a carbonate platform (homoclinal ramp). In the studied well, the Asmari Formation had been deposited in a marine environment with normal salinity during the Rupelian-Chattian interval and in a marine environment with high salinity during the Aquitanian to the Burdigalian times. پرونده مقاله
      • دسترسی آزاد مقاله

        4 - Oligocene-Miocene Microfacies Study of Asmari Formation(NW - SE of Shiraz, Iran)
        Mohammad Sadegh Dehghanian Borzu Asgari Pirbalouti Hamidreza Masoumi
        In this research, totally 610.4 meters of the Asmari Formation are studied in two stratigraphic sections on Bavan Mountain an Sarvestan section in Fars province, Iran. The indexed microfacies are carefully determined through studying of 230 thin sections.This research s چکیده کامل
        In this research, totally 610.4 meters of the Asmari Formation are studied in two stratigraphic sections on Bavan Mountain an Sarvestan section in Fars province, Iran. The indexed microfacies are carefully determined through studying of 230 thin sections.This research shows that the indexed microfacies are mudstone, wackestone, packstone, prainstone and the amount of microfacies elements such as bioclasts, pellets, extraclasts and intraclasts. They are varied in different parts of the studied sections and the total amount of bioclasts in the section is more than other elements. The abundance of benthic bioclasts represents the regression of the basin from the open sea into the sub tidal and intertidal zone. پرونده مقاله
      • دسترسی آزاد مقاله

        5 - Microbiostratigraphy of the Oligo-Miocene Asmari Formation, Kuh Siah Anticline (Izeh Basin), SW Iran
        Iraj Maghfouri Moghaddam Zahra Khanjai
        This research focusses on the biostratigraphy and paleoecological implications of the carbonatesof the Asmari Formation. The Asmari Formation is located in the Siah Kuhanticline of Izeh, Zagros Basin, SW Iran. It is of Late Oligocene (Chattian) - Early Miocene (Burdigal چکیده کامل
        This research focusses on the biostratigraphy and paleoecological implications of the carbonatesof the Asmari Formation. The Asmari Formation is located in the Siah Kuhanticline of Izeh, Zagros Basin, SW Iran. It is of Late Oligocene (Chattian) - Early Miocene (Burdigalian) age. In this stratigraphic section, the Asmari Formation overlies the Pabdeh Formation and underlies the Gachsaran Formation. It consists of cream-colored limestone intercalated with marl. 182 thin sections were prepared and the benthic foraminifera distribution analyzed. Examination of large benthic foraminifera from the 228 m-thick Asmari Formation led to the identification of 3 biozones: the Lepidocyclina- Operculina- Ditrupa Assemblage Zone, Miogypsina-Elphidium sp. Assemblage Zone and the Borelis melocurdica- Meandropsina iranica Assemblage Zone. پرونده مقاله
      • دسترسی آزاد مقاله

        6 - میکروبیواستراتیگرافی نهشته های سازند آسماری در برش کوه دراک دشت شیراز
        خسرو خسرو تهرانی فریده کشانی مسیح افقه معصومه احمدی
        نهشته های سازند آسماری در برش کوه دراک دارای ضخامت 333/5متر می باشد.این سازند در بـرش مـورد مطالعـه بـا نـا پیوسـتگیفرسایشی روی سازند جهرم قرار گرفته است و با ناپیوستگی تدریجی در زیر مارن های رنگین سازند رازک قـرار مـی گیـرد. از لحـاظلیتولوژیکی این سازند بطور عمده از سن چکیده کامل
        نهشته های سازند آسماری در برش کوه دراک دارای ضخامت 333/5متر می باشد.این سازند در بـرش مـورد مطالعـه بـا نـا پیوسـتگیفرسایشی روی سازند جهرم قرار گرفته است و با ناپیوستگی تدریجی در زیر مارن های رنگین سازند رازک قـرار مـی گیـرد. از لحـاظلیتولوژیکی این سازند بطور عمده از سنگ های آهکی تشکیل شده است. بر اساس مطالعات انجام شده سازند آسماری در بـرش مـوردمطالعه قابل تفکیک به سه واحد سنگ چینه ای می باشد.واحد اول متعلق به الیگوسن)روپلین- شاتین( و واحـد دوم و سـوم متعلـق بـهمیوسن)اکیتانین( مـی باشـد. بـه دلیـل حضـور گسـترده فرامنیفرهـای بنتیـک، مطالعـات بیواسـتراتیگرافی بـا توجـه بـه پراکنـدگی ایـنمیکروفسیل ها انجام شده است. بررسی 121مقطع نازک در برش کـوه دراک منجـر بـه شناسـایی تعـداد 31جـنس و تعـداد 38گونـهفرامنیفرهای بنتیـک گردیـد.از نظـر سـن نسـبی، سـازند آسـماری در بـرش مـورد مطالعـه متعلـق بـه الیگوسـن)روپلـین- شـاتین( تـامیوسن)اکیتانین( می باشد. با توجه به نتایج حاصل از مطالعات زیست چینه ای، این سازند در برش مورد مطالعه با بیوزون هـای شـماره3و 2آدامز و بورژوآ ] [5و بیوزون های شماره 58،57و 59وایند ] [16قابل انطباق می باشد پرونده مقاله
      • دسترسی آزاد مقاله

        7 - ارزیابی پتروفیزیکی سازند آسماری در میدان نفتی قلعه نار واقع در فروافتادگی دزفول
        اکرم عیوضی نژاد مهدی زارع
        میدان نفتی قلعه نار در 40 کیلومتری شمال شهرستان اندیمشک واقع شده و دارای دو مخزن به نامهای سازند آسماری و گروه بنگستان است.سازند آسماری با ترکیب سنگ شناسی ماسه سنگ آهکی،آهک ماسه ای با میان لایه های شیل یکی از مهمترین مخازن فروافتادگی دزفول به شمار می رود.به همین منظور د چکیده کامل
        میدان نفتی قلعه نار در 40 کیلومتری شمال شهرستان اندیمشک واقع شده و دارای دو مخزن به نامهای سازند آسماری و گروه بنگستان است.سازند آسماری با ترکیب سنگ شناسی ماسه سنگ آهکی،آهک ماسه ای با میان لایه های شیل یکی از مهمترین مخازن فروافتادگی دزفول به شمار می رود.به همین منظور در این مقاله به ارزیابی پتروفیزیکی سازند آسماری با استفاده از نرم افزارGeolog پرداخته می شود که شامل تعیین ترکیب سنگ شناسی،حجم شیل ،تخلخل و اشباع آب است.بر همین اساس مناطقی که از لحاظ اقتصادی مناسب بهره برداری هستند،شناسایی شده است که شاما منطقه A1 دارای میانگین تخلخل 2%،میانگین اشباع آب 55%و میانگین حجم شیل 7.5% است.منطقه A2 دارای میانگین تخلخل 12%،میانگین اشباع آب 45% و میانگین حجم شیل 37.5%،منطقه A3 دارای میانگین تخلخل 5% ،میانگین اشباع آب 40% و میانگین حجم شیل 35% است.در مقایسه با میدانهای نفتی کخزن آسماری در فرو افتادگی دزفول مناطق A1 وA2 میدان نفتی قلعه نار از لحاظ تخلخل و اشباع آب شرایط مشابهی از نظر کیفیت مخزنی با چاهBH-51 میدان نفتی بی بی حکیمه دارند.اما به علت وسعت کم میدان نفتی قلعه نار استراج از میدان نفتی بی بی حکیمه اقتصادی تر به نظر می رشد.میدان نفتی قلعه نار تخلخل کمتری را نسبت به نتایج آنالیز مغزه در میدان نفتی اهواز نشان می دهد،لذا توان اقتصادی میدان نفتی قلعه نار به مراتب کمتر از میدان اهواز است. پرونده مقاله
      • دسترسی آزاد مقاله

        8 - Optimum Selection of Drill Bits for Drilling Operations in Sarvak and Asmari Formations Using a Fuzzy Multiple Criteria Decision-Making Approach
        آرش ابراهیم آبادی سیاوش مرادی
        Proper decision making in drilling bit selection issue may contribute to drilling efficiency and considerable cost reduction. Since the bit selection is a Multiple Criteria Decision-Making (MCDM) problem, MCDM techniques are the most powerful approaches to be applied in چکیده کامل
        Proper decision making in drilling bit selection issue may contribute to drilling efficiency and considerable cost reduction. Since the bit selection is a Multiple Criteria Decision-Making (MCDM) problem, MCDM techniques are the most powerful approaches to be applied in such cases. In this study, among MCDM approaches and with respect to great accuracy and validity of results, fuzzy TOPSIS method is utilized for optimum bit selection for drilling operations in Sarvak and Asmari formations in an Iranian oil field. With this regard, three types of bits (i.e. 517, 527 and 537) candidate in Asmari & Sarvak formations are analysed using fuzzy TOPSIS method to rank and prioritize the alternatives, leading to choose the best option. Considering bits operating in Asmari formation, similarity factors for bit types of 517, 527 and 537 bits found to be 0.479, 0.438 and 0.382, respectively indicating bit type 517 can be considered a proper option compared to other ones. Similarly, achieved results from application of fuzzy TOPSIS approach in Sarvak formation shows 0.5405, 0.5019 and 0.5622 values for 517, 527 and 537 bit types respectively, demonstrating the bit type 537 is the most appropriate alternative in Sarvak formation. پرونده مقاله
      • دسترسی آزاد مقاله

        9 - Application of Artificial Neural Networks (ANN) to Predict Geomechanical Properties of Asmari Limestones
        Mahdi Razifard Mashallah Khamechiyan ‪Mohammad Reza Amin‐Naseri
        A number of common laboratory rock mechanics tests are carried out in all geotechnical projects such as dams, to determine parameters such as porosity, density, water absorption, sonic velocity, Brazilian tensile strength, uniaxial compressive strength, and triaxial com چکیده کامل
        A number of common laboratory rock mechanics tests are carried out in all geotechnical projects such as dams, to determine parameters such as porosity, density, water absorption, sonic velocity, Brazilian tensile strength, uniaxial compressive strength, and triaxial compressive strength. In this paper, data obtained from two dams in Asmari Formation including Khersan 1 and Karun 4 - both located in Chahar-Mahal Va Bakhtiari Province, Iran - have been subjected to a series of statistical analyses. Then, using Multivariate Linear Regression (MLR) and Artificial Neural Networks values of UCS, E, C, and φ were predicted using the input parameters including depth, compression ultrasonic velocity, porosity, density, and Brazilian tensile strength. The designed ANN in this research was a feedforward backpropagation network which is powerful tool to solve prediction problems. Designed network had two hidden layer (hidden layer 1: 18 neurons and hidden layer 2: 20 neurons). Via comparing designed MLR and ANN models, it was revealed that ANNs (R2 UCS= 0.91, R2 = 0.87, R2 =0.78, R2 EC phi = 0.61) are more efficient than MLR models (R2 UCS= 0.69, R = 0.69, R = 0.66, and R2 22 EC phi = 0.50) in predicting strength and shear parameters of the intact rock. Also, to enhance the credibility of this study, some extra tests were carried out to evaluate the efficiency of network designed for prediction of strength parameters. The results obtained from this network were as: R2 UCS= 0.85, R2E = 0.81. پرونده مقاله
      • دسترسی آزاد مقاله

        10 - زیست چینه نگاری، پالئواکولوژی و محیط رسوبی سازند آسماری در ميدان نفتي پازنان
        پروانه روزبهانی
        چکیده در این تحقیق ویژگیهای زیست چینه ای ، پالئواکولوژی و محیط رسوبی سازند آسماری در میدان نفتی پازنان در چاه شماره 121 مورد مطالعه قرار گرفته است . بر اساس این مطالعات ، سن سازند آسماری با ضخامت 334 متر ، الیگوسن پسین(شاتین) تا میوسن پیشین (بوردیگالین) تعیین شد و بر ا چکیده کامل
        چکیده در این تحقیق ویژگیهای زیست چینه ای ، پالئواکولوژی و محیط رسوبی سازند آسماری در میدان نفتی پازنان در چاه شماره 121 مورد مطالعه قرار گرفته است . بر اساس این مطالعات ، سن سازند آسماری با ضخامت 334 متر ، الیگوسن پسین(شاتین) تا میوسن پیشین (بوردیگالین) تعیین شد و بر اساس روزن بران کف زی شناخته شده ، سه زون زیستی تجمعی معرفی گرديد. مطالعات رسوب شناسی ، منجر به شناسايي 9 ريزرخساره گرديد  و با توجه به خصوصيات ريزرخساره ها نشان داد سازند آسماری در محیط های رسوبی دریای باز ، لاگون محصور ، لاگون نیمه محصور و محیط سدی نهشته شده است .مطالعات پالئواکولوژی نیز نشان داد سازند آسماري در زمان شاتين با وفور فرامینفرا با پوسته های آهکی هیالین در محيط دریاي باز باشوری نرمال psu35-40 با زون نوری اليگوفوتيک ، افوتيک و تحت رژیم غذایی اليگوتروفی تا مزوتروفی و در زمان آکی تانين تا بوردیگالين با وفور فرامینفرا با پوسته های آهکی پرسلانوز در شرایط هایپر سالین در محيط لاگون نيمه محصور با شوريpsu45-50 و در لاگون محصور با شوري بيش ازpsu50، در زون نوری یوفوتیک تحت رژیم غذایی یوتروفی و هایپر تروفی در پلاتفرم کربناته از نوع رمپ هموکلینال در نواحی گرمسیری تا نیمه گرمسیری نهشته گردیده است. پرونده مقاله

سکوی نشر دانش

سند یا سکوی نشر دانش ،سامانه ای جهت مدیریت حوزه علمی و پژوهشی نشریات دانشگاه آزاد می باشد

پیوندهای سایت

مراکز مرتبط

پشتیبانی

صفحات رسمی

حقوق این وب‌سایت متعلق به سامانه مدیریت نشریات دانشگاه آزاد اسلامی است.
حق نشر © 1403-1400

صفحه اصلی| عضویت/ ورود| درباره سند| تماس با ما|
[English] [العربية] [en] [ar]