research centers


Search results: Found 3

Listing 1 - 3 of 3
Sort by

Article
Upper Palaeogene-Lower Neogene Reservoir Characterization in Kirkuk, Bai Hassan and Khabaz Oil Fields, Northern Iraq
الخواص المكمنية لتتابعات اعلى الباليوجين – اسفل النيوجين في حقول كركوك وباي حسن وخباز النفطية / شمال العراق

Authors: Yaseen S. Al-Jwaini ياسين صالح كريم الجويني --- Ali D. Gayara علي داود كيارة
Journal: Tikrit Journal of Pure Science مجلة تكريت للعلوم الصرفة ISSN: 18131662 Year: 2016 Volume: 21 Issue: 3 Pages: 86-101
Publisher: Tikrit University جامعة تكريت

Loading...
Loading...
Abstract

The Upper Palaeogene-Lower Neogene succession represent subsurface sections from Kirkuk, Bai Hassan, and Khabaz oilfields were divided to many reservoir units dependent on information derived mainly from petrographical description, well log analysis, and related microfacies. In Khabaz oil Field, the hydrocarbon reservoir includes three reservoir units covered the Jeribe Formation, Anah Formation with its interfingering zone with Azkand Formation and Azkand Formation, the total thickness of this reservoir reaches up to (128 m) with net pay thickness of about (85.7 m) and net average porosity of (0.096) while the net water saturation is (0.185), the volume of shale is (7.130). The hydrocarbon reservoir in Bai Hassan was represented by three reservoir units comprised from the Bajwan and Baba formations, the total thickness of this reservoir is (178 m) with net pay thickness of (154.2m) and net average porosity of (0.121) while the net saturation is (0.156), the volume of shale is (36.837). Four reservoir units comprised the hydrocarbon reservoir in Kirkuk Field where they covered the Bajwan, Baba, Shurau and Sheikh Allas formations. The total thickness of these reservoirs is (136 m) with net pay thickness (124.5m) and net average porosity (0.178) while the net water saturation is (0.159), the volume of shale is (5.82). Many types of porosity were associated with these reservoirs such as the interparticles, intraparticles, intercrystaline, fracture, channel, moldic, vug, and cavern porosities. These porosities are attributed to a combination of dolomitization, fracturing, and dissolution.

تم تقسيم تتابعات اعلى الباليوجين-اسفل النيوجين في ابار مختارة من حقول كركوك وباي حسن وخباز النفطية الى عدة وحدات مكمنية استنادا الى المعلومات المستقاة من الوصف البتروغرافي وتحاليل المجسات ووالسحنات الدقيقة المرتبطة معها . يضم المكمن الهيدروكربوني في حقل خباز ثلاث وحدات مكمنية تشمل تكوين الجريبي، وتكوين عانة وتداخله مع تكوين ازقند، وتكوين ازقند، يبلغ السمك الكلي لهذا المكمن (128 م) وسمك العطاء الصافي (85.7 م) وصافي معدل المسامية (0.096) وصافي التشبع المائي (0.185) وان حجم السجيل هو (7.130) . يتمثل المكمن الهيدروكربوني في حقل باي حسن بثلاث وحدات مكمنية ايضا تضم كلا من تكويني باجوان وبابا، وان السمك الكلي له هو (178 م) وسمك العطاء الصافي (154.2 م) ومعدل المسامية الصافي (0.121) بينما يبلغ صافي التشبع المائي (0.156) وحجم السجيل (36.837) . يتكون المكمن الهيدروكربوني في حقل كركوك من اربع وحدات مكمنية غطت تكوينات باجوان وبابا وشوراو وشيخ علاس، إذ يبلغ السمك الكلي لهذا المكمن (136 م) وسمك العطاء الصافي (124.5 م) ويبلغ معدل المسامفية الصافي (0.178) ويبلغ صافي التشبع المائي (0.159) وحجم السجيل هو (5.82).هناك عدة انواع من المسامية قد صاحبت هذه المكامن الهيدروكربونية والتي تم تشخيصها من الدراسة البتروغرافية مثل المسامية ما بين الحبيبات، والمسامية ضمن الحبيبات، والمسامية ما بين البلورات، ومسامية التكسرات، ومسامية القنوات، ومسامية القوالب، مسامية الفجوات، ومسامية التكهفات. ويعزى نشوء هذه الأنواع من المسامية الى عمليات الدلمتة والتكسرات والإذابة


Article
Palaeoenvironments and sequence development of the Upper Palaeogene-Lower Neogene Succession in Kirkuk, Bai Hassan and Khabaz oil Fields, Northern Iraq
البيئات الترسيبية وطباقية التتابع و تطور الحوض الرسوبي لتتابعات اعلى الباليوجين-اسفل النيوجين في حقول كركوك وباي حسن وخباز النفطية شمالي العراق

Authors: Yaseen S. Al-Jwaini ياسين صالح كريم الجويني --- Ali D. Gayara علي داود كيارة
Journal: Tikrit Journal of Pure Science مجلة تكريت للعلوم الصرفة ISSN: 18131662 Year: 2016 Volume: 21 Issue: 3 Pages: 102-113
Publisher: Tikrit University جامعة تكريت

Loading...
Loading...
Abstract

Microfacies analysis of the Upper Palaeogene-Lower Neogene succession which include Jaddala, Palani, Sheikh Allas, Shurau, Tarjil, Baba, Bajwan, Ibrahim, Azkand, Anah and Jeribe formations within Kirkuk area led to the recognition of many microfacies. They were grouped into nine facies associations ranging from supratidal to basin setting. These facies associations were deposited within a rimmed shelf with a barrier reef during the Palaeogene and a steepened ramp setting with fringing patch reef during the Neogene. The digenetic imprints on the recognized microfacies are prominent and dominated by cementation, neomorphism, dolomitization, precipitation of authigenic minerals, dissolution (leaching), compaction, mechanical degredation, micritization and geopitalstractures.The Upper Palaeogene-Lower Neogene succession is represented by a 2nd order cycle, It includes five 3rd order cycles within the shallowing upward upper part (The highstand systems tract) of this cycle. Cycles A and B were deposited during the Oligocene and present in the wells of Kirkuk oil field and bounded below by a transgressive surface and above by Type1 sequence boundary, Cycles C and D were deposited during the Aquitanian Early Miocene and found in Khabaz Field only and bounded below and above by a Type1 sequence boundary. These cycles were formed where the tectonic component was the major controlling factor on their development, This have caused successive episodes of relative sea level rises and stillstands, followed by sea level fall. Another 3rd order cycle within the Jeribe Formation was identified at Bai Hassan and Khabaz fields, this cycle is bounded below and above by a Type1 sequence boundary and also represent a brief episode of relative sea level rise followed by a major fall eroding most of the formation. The development of the Upper Palaeogene-Lower Neogene succession went through three main stages. The first stage was represented by the deposition of the basinal Jaddala and Palani formations (Eocene-Early Oligocene) all over the study area. The second stage was characterized by the basin trend being to the south toward the Khabaz Field and the reef buildup was located near Kirkuk Field and an interfingering took place between the Sheikh Allas and Palani formations deposited as a 3rd order cycle (A) therefore the fore reef and reef of Sheikh Allas and the back reef Shurau were deposited as a second 3rd order cycle (B) in Kirkuk Field only whereas the deposition of the basinal facies of the Palani Formation continued in both Bai Hassan and Khabaz areas. The third stage took place during the Aquitanian Early Miocene where a positive area developed as the Baba Dome and the Bai Hassan Field were uplifted with Avanah and Khurmala domes in Kirkuk Field; therefore the Bajwan and Baba formations (Late Oligocene) became subject to erosion, and the Khabaz Field represent the area of reef buildup, and the depositional system was changed from the shelf to ramp setting. During the Langhian new transgression took place where the Bai Hassan and Khabaz areas represent a tidal flat and the Jeribe Formation was deposited, whereas the Kirkuk Field was a positive area.

أدى تحليل السحنات المجهرية لتتابعات اعلى الباليوجين- اسفل النيوجين والتي تشمل تكوينات جدالة وبلاني وشيخ علاس وشوراو وتارجيل وبابا وباجوان وابراهيم وازقند وعانة في حقول كركوك وباي حسن وخباز ضمن نطاق الطيات المنخفضة شمال العراق الى تشخيص 30 سحنة دقيقة رئيسة تتضمن 15 سحنة دقيقة ثانوية والتي تتواجد ضمن 9 انطقة سحنية تتراوح من المناطق فوق المدية الى المناطق الحوضية ضمن الرصيف الكاربوناتي الحاجزي(Rimmed carbonate shelf) ذي الحيود الحاجزية (Barrier reef)، اما تلك العائدة لتتابعات النيوجين فإنها ترسبت ضمن المنزلق شديد الإنحدار(steepened ramp) ذات الحيود الهدبية (Fringing reef). إن ابرز العمليات التحويرية المؤثرة على السحنات الدقيقة المشخصة تمثلت بالسمنتة، والتشكل الجديد، والدلمتة، وترسيب المعادن موضعية النشأة، والإذابة (الخلب)، والإنضغاط، والتحطيم الميكانيكي، والمكرتة، ونركيب الجيوبيتل. تتألف تتابعات الباليوجين الأعلى-النيوجين الأسفل من دورة ترسيبة واحدة من الرتبة الثانية تتضمن خمس دورات ترسيبية ذات رتبة ثالثة في جزئها العلوي المتضخل نحو الأعلى (نظام المسار التراجعي) حيث ترسبت الدورتين (A) و (B) خلال فترة الأوليكوسين والمتواجدة ضمن مقاطع حقل كركوك النفطي والتي يحدها من الأسفل سطح تقدمي (TS) بينما يحدها من الأعلى حد تتابعي من النوع الأول، اما الدورتان (C) و (D) فقد ترسبتا خلال المايوسين المبكر (الأكويتاني) في حقل خباز فقط ويحدهما من الأسفل ومن الأعلى حد تتابع من النوغ الأول، وقد نشأت هذه الدورات عندما كانت العوامل التكتونية هي المسيطر الرئيس في تطورها والتي سببت عدة فترات متعاقبة من ارتفاع مستوى سطح البحر النسبي والبقاء ساكنا (Stillstand) تبوعا بهبوط مستوى سطح البحر، اما الدورة ذات الرتبة الثالثة الأخيرة ضمن تكوين الجريبي فقد تم تشخيصها في حقلي باي حسن وخباز حيث يحدها من الأسفل ومن الأعلى حد تتابع من النوع الأول وهي تمثل فترة وجيزة لإرتفاع مستوى سطح البحر النسبي تبعها هبوط كبير تسبب في تعرية معظم التكوين. ان تطور تتابعات اعلى الباليوجين – اسفل النيوجين مرت بثلاث مراحل اذ تمثلت المرحلة الأولى بترسيب السحنات الحوضية لتكويني جدالة وبلاني (الإيوسين والأوليكوسين المبكر) في كل منطقة الدراسة ، بينما تمثلت المرحلة الثانية بتوجه الحوض نحو الجنوب الى جهة حقل خباز ونمو الحيد قرب حقل كركوك وحدوث تداخل بين تكويني بلاني وشيخ علاس تمثل بترسيب دورة (A) ذات الرتبة الثالثة لذا فإن سحنات الحيد وامام الحيد لتكوين شيخ علاس وسحنات خلف الحيد لتكوين شوراو قد ترسبت ممثلة دورة (B) ذات الرتبة الثالثة في حقل كركوك فقط بينما استمر ترسيب السحنات العميقة لتكوين بلاني في منطقتي باي حسن وخباز، اما المرحلة الثالثة فقد حدثت خلال المايوسين المبكر (الأكويتاني) وتمثلت بتطور المنطقة الموجبة عندما ارتفعت قبة بابا وحقل باي حسن ملتحقة بقبتي افانة وخورمالة في حقل كركوك لذا اصبح تكويني باجوان وبابا (الأوليكوسين المتأخر) عرضة لعمليات التعرية بينما مثل حقل خباز منطقة نمو الحيد، وتغير النظام الترسيبي من الرف (Shelf) الى المنزلق (Ramp) . في بداية المايوسين الأوسط (لانكيان) حدث تقدم بحري جديد غطى كلا من منطقتي خباز وباي حسن بالمياه الضحلة حيث مثلت المسطحات المدية (Tidal flat) التي رسبت السحنات الضحلة لتكوين الجريبي بينما لم تصل المياه حقل كركوك الذي كان يمثل منطقة موجبة.


Article
Reservior Characterization of The Hartha Formation, Southern Iraq
الصفات المكمنية لتكوين الهارثة جنوب العراق

Authors: Ali D. Gayara علي داود كيارة --- Madhat E. Nasser مدحت عليوي ناصر --- Ameer J. Kadhim امير جواد كاظم
Journal: Iraqi Journal of Science المجلة العراقية للعلوم ISSN: 00672904/23121637 Year: 2016 Volume: 57 Issue: 3B Pages: 2062-2075
Publisher: Baghdad University جامعة بغداد

Loading...
Loading...
Abstract

Well log analysis of selected sections in southern Iraq revealed that primary porosity is the most effective parameters. Secondary porosity seems to be related mainly to dissolution and dolomatization. The Hartha Formation has good water saturation and low production except in the eastern and central part of the study area. Two reservoir units were recognized in Mj-2 whereas only one in Ga-1.The values of velocity deviation in most wells show high positive deviation, this may indicate relatively high velocity in regard to porosity where pores are commonly not connected such as in interaparticle or moldic porosity. A positive deviation also may indicate low permeability. Negative deviation zone (Only in Ak-1) may represent caving or irregularities of the borehole wall despite the fact that fracture porosity has always been included in the secondary porosity.The primary porosity of the upper reservoir unit shows a clear increase to the southeast mainly towards the deep outer ramp area where deep and baisnal facies dominated. It is located within the Highstands Systems Tract (HST) where the effect of mixing dolomitization is present. The effective porosity values show little variation in the whole study area with a clear increase eastward.

يعتبر تحليل المجسات هو الاكثر فعالية في تحديد المسامية الاولية والثانوية وكذلك ارتباطهما وعلاقتهما بالعمليات التحويرية كالإذابة والدلمته. يعتبر تكوين الهارثة مكمن مائي وبإنتاجية قليلة ما عدا في مناطق جنوب ووسط منطقة الدراسة, حيث تم تحديد وحدتين مكمنيتين في بئر مجنون2 وواحدة اخرى في بئر غراف 1. كانت قيم السرعة الانحرافية لمعظم الابار ذات قيم موجبة وهذا يعطي مؤشر بان المسامات غير متصلة مع بعضها (مساميىة بينية او قالبية). وهذه القيم الموجبة تشير الى النفاذية القليلة للتكوين في منطقة الدراسة , اما القيم السالبة كما في بئر ابو خيمة 1 تشير الى مسامية تكهفية او وجود تكسرات في التكوين وهذا يشير الى وجود مسامية ثانوية. المسامية الاولية في الوحدة المكمنية العليا للتكوين تبين الزيادة الملحوظة في المسامية باتجاه الجنوب الشرقي حيث هنالك سيادة للسحنات العميقة, قيم المسامية المؤثرة في منطقة الدراسة ذات تباين بسيط مع زيادة باتجاه شرق منطقة الدراسة.

Listing 1 - 3 of 3
Sort by
Narrow your search

Resource type

article (3)


Language

English (3)


Year
From To Submit

2016 (3)