انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 3 شماره 4 (زمستان1398) 2020 02 20 Investigation of mud loss mechanism for vertical wellbore in fractures formation considering dual porosity conditions: A case study for SIE-05 wellbore in Persian Gulf oilfield بررسی مکانیسم هرزروی گل حفاری برای چاه قائم در سازند دارای شکستگی با در نظر گیری شرایط تخلخل دوگانه: مطالعه موردی چاه SIE-05 در حوزه نفتی خلیج‌فارس 1 25 99501 10.22107/jpg.2019.196351.1101 FA محمد کمیلیان معدن، مکانیک سنگ، صنعتی امیر کبیر، تهران، ایران مهدی رهبر اداره زمین شناسی، شرکت نفت فلات قاره، تهران، ایران امید سعیدی دکتری ژئومکانیک، دانشگاه ارومیه Journal Article 2019 07 30 Wellbore instability and drilling fluid loss in fracture formation is one of the main issues in deep drilling. In order to determine an efficient drilling methodology it is necessary to investigate the effect of fracture on instability and fluid loss mechanism. In this article in order to evaluation of the vertical wellbore stability and fluid loss in fracture formation, three dimensional simulation of a wellbore in the Persian Gulf was carried out using Discrete Fracture Network (DFN) and Distinct Element Method (DEM). In order to investigate the Hydromechanical mechanism in fracture formation, drilling fluid was injected by rate of 10 BPH and viscosity of 1.08 cP to the wellbore. Slip in fractures, shear displacement and the volume of fluid loss was determined as main parameters for wellbore stability analysis. The effect of in-situ stresses ratio (σ_H/σ_h ) on instability mechanism and fluid loss was carried out based on 4 different scenarios for in-situ stresses ratio. By increasing in-situ stresses ratio and in an anisotropic (σ_H/σ_h =2) satat, slips and shear displacement along the discontinuity increased. In this case, for 25 BPH drilling fluid flow ratio the fluid pressure decrease along the discontinuities. The parametric study for five different fluid flow ratio showed that in (σ_H/σ_h =1.06) the fluid expansion in fracture increased. Moreover, tension failure and shear displacement decreased in low fluid flow ratio. In 5 BPH fluid flow ratio, the fluid pressure in fractures increased compared with higher fluid flow ratio. This is because of less shear displacement and fluid expansion along fracture in lower fluid flow ratio. حفاری در سازندهای دارای شکستگی و مسئله هرزروی سیال یکی از چالش‌های مهم در صنایع بالادستی نفت است. ناپایداری چاه، زمان‌های غیر مولد(NPT)، هرزروی سیال حفاری و مخاطرات ناشی از آن می‌تواند منجر به افزایش هزینه‌های حفاری شود. کنترل و مدیریت فشار حفاری (MPD) ازجمله ابزارهای مؤثر در کاهش هزینه‌های حفاری است. وجود شکستگی‌های طبیعی و پیچیدگی فرآیندهای هیدرومکانیکی در این سازندها، مسئله کنترل فشار ته چاه و تعیین مشخصه‌های بهینه گل حفاری را دشوار می‌کند. بنابراین برای تعیین یک الگوی حفاری بهینه، شناخت مکانیسم‌های هیدرومکانیکی ضروری است. در این مقاله با ایجاد مدل سه‌بعدی هیدرومکانیکی از چاه در سازند دارای شکستگی و با در نظر گرفتن شرایط تخلخل دوگانه، هرزروی سیال در ماتریکس و شکستگی بررسی‌شده است. نتایج نشان داد با افزایش نرخ تزریق سیال حفاری جابجایی‌های برشی در امتداد شکستگی افزایش و افت فشار سیال مشاهده شد. برای نرخ تزریق 10 بشکه بر ساعت سهم ماتریکس تراوا و شکستگی در هرزروی سیال برابر به دست آمد. در شرایط تنش‌های همسانگرد لغزش‌ها در امتداد شکستگی محدود و درنتیجه فشار سیال افزایش یافت. با افزایش نسبت تنش‌های افقی بیشینه به کمینه گسترش سیال در امتداد شکستگی‌ها افزایش و سهم تراوش سیال از فصل مشترک صفحات شکستگی و ماتریکس سنگی مجاور آن افزایش می‌یابد.

http://www.irpga-journal.ir/article_99501_1b4bfb22711e78e892f5861687c33065.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 3 شماره 4 (زمستان1398) 2020 02 20 Estimation of Permeability of Carbonate Gas Reservoirs Using Nuclear Magnetic Resonance (NMR) Log and FZI-Stonley Method تخمین تراوایی مخازن گازی کربناته با استفاده از نگار تشدید مغناطیسی هسته‌ای (NMR) و شاخص منطقه جریانی حاصل از امواج استونلی (FZI- استونلی) 26 43 107912 10.22107/jpg.2020.206616.1112 FA عطا موحّد گروه مهندسی انرژی و اقتصاد، دانشکده منابع طبیعی و محیط زیست، دانشگاه آزاد اسلامی واحد علوم و تحقیقات تهران مجید نبی بیدهندی استاد، موسسه ژئوفیزیک دانشگاه تهران محسن مسیحی دانشکده مهندسی شیمی و نفت، دانشگاه صنعتی شریف ابوالقاسم امامزاده دانشکده مهندسی شیمی و نفت،دانشگاه آزاد اسلامی واحد علوم تحقیقات تهران Journal Article 2019 10 26 Permeability is one of the most important reservoir parameters for reservoir expansion , indicating the ability of reservoir rock to convey fluid. Due to the heterogeneity of the reservoir, the permeability estimation is always calculated with a large error. To calculate permeability, this paper is divided into two general sections. In the first part, NMR relaxation groups(equivalent to hydraulic flow units or HFUs) were determined using nuclear magnetic resonance logs. The advantage of this method is to overcome the heterogeneous property of the reservoir. Relaxation groups were obtained using the FZI-Stonley method, in which petrophysical interpretation was first performed by petrophysical logs, and the rate of stoneley wave velocity in the rock matrix was determined using intersecting logs and mathematical relationships. The advantage of this method is to overcome the heterogeneous property of the reservoir. Then, permeability was obtained for each of the relaxation groups using FZI-Stoneley method. This is how petrophysical interpretations were first made by petrophysicals and the velocity of the Stonley wave in the rock matrix was determined using intersecting diagrams and mathematical relationships. Then, using core data and petrophysical evaluation outputs, the adaptation index factor for different minerals of each relaxation group was calculated and finally, using mathematical equations, the quantitative permeability was determined continuously for each of the hydraulic flow units concept. Relaxation groups were calculated. In this study, several IMFs were identified for each mineral, thus identifying facies (hydraulic flow units) and based on the hydraulic flow units for each mineral, different IMFs are obtained. The main advantage of the above method is that by recording the intrinsic property of the Stonley wave affected by the permeability, a continuous log of the permeability changes across the well can be obtained which also considers the heterogeneity of the reservoir. تراوایی یکی از مهم‌ترین پارامترهای مخزنی برای توسعه و گسترش مخزن است که نشان‌دهنده قابلیت سنگ مخزن در انتقال سیال‌هاست. به علت ناهمگن بودن مخزن، تخمین تراوایی همیشه با خطای زیادی همراه است. برای محاسبه تراوایی، این مقاله به دو بخش کلی تقسیم شده است. در بخش اول، با استفاده از نگار تشدید مغناطیسی هسته‌ای ((NMR گروههای آرامش معادل واحدهای جریان هیدرولیکی یا HFU) تعیین شدند. مزیت این روش، حل مشکل خاصیت ناهمگن بودن مخزن است. در ادامه، تراوایی برای هر یک از گروههای آرامش با استفاده از شاخص منطقه جریانی (FZI) از طریق داده‌های استونلی به دست آمد. بدین صورت که در ابتدا تفسیر پتروفیزیکی توسط نگار‌های پتروفیزیکی صورت گرفت و میزان سرعت موج استونلی در ماتریکس سنگ با استفاده از نمودار متقاطع (عرضی) و روابط ریاضی تعیین شد. سپس با استفاده از دادههای مغزه و خروجی ارزیابی پتروفیزیکی، فاکتور شاخص تطابق (IMF) برای کانیهای مختلف هر گروه آرامش محاسبه گردید و در نهایت با استفاده از روابط ریاضی، مقدار کمّی تراوایی با کمک مفهوم واحدهای جریان هیدرولیکی به طور پیوسته برای هریک از گروههای آرامش محاسبه شد. در این مطالعه برای هر کانی چند فاکتور شاخص تطابق مشخص شده است، به این صورت که ابتدا رخسارهها (واحدهای جریان هیدرولیکی) را مشخص نموده و بر اساس واحدهای جریان هیدرولیکی برای هر کانی IMF های مختلف به دست آمده است. مزیت اصلی روش فوق این است که با ثبت خاصیت ذاتی موج استونلی که متأثر از تراوایی است، می‏توان یک نگار پیوسته از تغییرات تراوایی در سرتاسر چاه تهیه کرد که خاصیت ناهمگن بودن مخزن را نیز در نظر می‌گیرد.

http://www.irpga-journal.ir/article_107912_3af6e8216779b7bcad5c7e22fbf6a828.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 3 شماره 4 (زمستان1398) 2020 02 20 Evaluation of Reservoir Properties and Fracture Estimation Using Petrophysical Logs in a Southwestern Iranian Hydrocarbon Field تجزیه و تحلیل خواص مخزنی و تخمین شکستگی‌ها با استفاده از نگار‌های چاه‌پیمایی در یکی از میادین هیدروکربنی جنوب غربی ایران 44 56 107689 10.22107/jpg.2020.208874.1113 FA فرشید رومیانی دانشکده مهندسی نفت محمدحسین صابری دانشکده مهندسی نفت دانشگاه سمنان 0000-0001-5248-3663 محمدعلی ریاحی موسسه ژئوفیزیک دانشگاه تهران Journal Article 2019 12 04 The Sefid-Zakhur Anticline is Located in the Fars Region, 160 Km South-East of Shiraz and South of the Aghar Gas Field, in the West of the Dalan and the Gas Field of Day. In General, Fractures of Hydrocarbon Reservoirs Have a Many Complexions which can Play an Important Role in all Stages of the Reservoir such as Exploration, Development and Expansion, So the First Step is to Study Fractures Especially Reservoirs Failure Identification of Fractures, their Estimation and Analysis. Exploring, Evaluating and Researching Hydrocarbon Fields Requires a Large Amount of Information from Wells, Which Is Usually Not Due to Cost and Problems. In this Research, Firstly, according to Raw Data Obtained from Drilling and with the Help of Commercial Software, Petrophysical Parameters of Sefid-Zakhur Formation as Type of Lithology, Porosity, Shale Volume and Water Saturation, using Evaluate a Probabilistic Method. Based on the Results of Cross-Plot Neutron-Density and M-N Plot, Lithology is Dominated by Carbonate Formation and a Small Percentage of Sandstone and Shale. The Average Water Saturation in the Studied well is 36%. Also, due to the Low volume of Shale 15%, the Average and Total Porosity is Equal in Most of the Wells. To Determine Electro-Facies in the Studied Field of the Method Multi-Resolution Graph-Based Clustering (MRGC) use and Determine 6 Electro-Facies of that Number Facies 2 Due to the Low Volume of Shale, It Has the Best Reservoir Quality and Facies Number 4 Have a Poor Reservoir Quality Due the High Volume of Shale. Method used in this Research a Convenient Method to Analyze the Reservoir Zones and Especially it can be used in Wells Lacking Cores. In the Next Step, The Method is Referred to for Fracture Zones was Determined using the Petrophysical Logs. تاقدیس سفیدزاخور در ناحیه گاز‎ خیز استان فارس در فاصله 160 کیلومتری جنوب شرقی شیراز قرار دارد. اولین گام جهت مطالعه مخازن هیدروکربنی به ویژه مخازن شکاف‌دار شناسایی شکستگی‌ها و سپس تخمین و آنالیز آنها می‌باشد. در این مقاله، ابتدا با توجه به داده‌های خام حاصل از چاه ‌نگاری و با کمک نرم افزار تجاری پارامترهای پتروفیزیکی سازند سفیدزاخور مانند نوع سنگ‌شناسی، تخلخل، حجم شیل و اشباع آب، با استفاده از روش ارزیابی پتروفیزیکی احتمالی مورد ارزیابی قرار گرفت. بر پایه نتایج به دست آمده از نمودارهای متقاطع نوترون - چگالی و M-N Plot، سنگ‌شناسی غالب سازند از نوع کربناته است و همچنین درصد کمی از ماسه‌ سنگ و شیل تشخیص داده شد. میانگین اشباع آب در میدان مورد مطالعه 36% می‌باشد. همچنین با توجه به حجم شیل پایین 15% میانگین تخلخل موثر و کل در بیشتر زون‌های هیدروکربنی چاه با هم برابر هستند. به منظور تعیین رخساره‌های الکتریکی در میدان مورد مطالعه از روش خوشه‌سازی چند کیفیتی بر اساس نمودار استفاده و تعداد شش رخساره الکتریکی مشخص شد که از این تعداد رخساره شماره دو به دلیل پایین بودن میزان حجم شیل دارای بهترین کیفیت مخزنی و رخساره شماره چهار به دلیل میزان حجم شیل بیشتر نسبت به دیگر رخساره‌ها کیفیت مخزنی ضعیفی را داراست. روش مورد استفاده شده در این تحقیق در آنالیز بخش‌های مختلف مخزنی بسیار کارآمد است و به ویژه در چاه‌هایی که فاقد مغزه هستند می‌تواند مورد استفاده گیرد. در مرحله بعد روش مورد اشاره برای تعیین زون‌های شکسته با استفاده از نگاره‌های چاه‌پیمایی به کار برده شد. نتایج به دست آمده از نگارهای چاه‌پیمایی نشان داد که اکثر زون‌های شکستگی در اعماق پایینی منطقه مورد مطالعه حضور دارند و باعث ایجاد زونی با تراوایی بالا شده است.

http://www.irpga-journal.ir/article_107689_56790fbb2410e714a386b970bb9efb0a.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 3 شماره 4 (زمستان1398) 2020 02 20 An Analytical Poroelastic Model to Study the LCM Performance during the Wellbore Strengthening ارائه‌ی یک مدل تحلیلی پوروالاستیک جهت ارزیابی عملکرد ذرات LCM در مقاوم‌سازی دیواره‌ی چاه 57 74 107687 10.22107/jpg.2020.195093.1102 FA سید مرتضی میرعباسی دانشکده نفت دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران 0000-0001-8225-2612 محمدجواد عامری دانشیار دانشکده مهندسی نفت دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران فریدرضا بیگلری دانشیار دانشکده مهندسی مکانیک دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران اشکان شیرزادی دانشکده نفت دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران Journal Article 2019 08 24 One of the most challenging problems during drilling operations is loss circulation, which can result in wasting productive time and operation costs. Different studies and field experiences indicate that wellbore strengthening (WBS) is a practical approach to prevent or treat this problem. Plugging the wellbore fractures with lost circulation materials (LCMs) changes the stress distribution on the wellbore wall and fracture tip, leading to decrease the fluid loss possibility. In this paper, it has been attempted to introduce a poroelastic analytical model to investigate the effective factors on wellbore stresses based on fracture mechanics. The sensitivity analysis on different factors shows that geomechanical parameters (in-situ stress anisotropy), geometry parameters (LCM plug location, fracture length), and poroelastic properties (formation pore pressure and biot coefficient) have a significant effect on WBS. Based on the modeling results, the closer the LCM bridge location to the fracture mouth, the better strengthening can be achieved, and it can be more effective in the isotropic stress conditions, low-pressure formations and for a shorter fracture, due to less stress concentration on the fracture tip. یکی از مهمترین مشکلات در حین عملیات، هرزروی سیال حفاری می‌باشد که منجر به اتلاف هزینه‌ و زمان مفید عملیات می‌گردد. تجربیات میدانی و مطالعات پژوهشی نشان می‌دهد که «مقاوم‌سازی دیواره‌‌ی چاه (WBS)» رویکردی مؤثر برای کنترل و یا درمان این چالش است. درواقع انسداد ترک‌های موجود در دیواره‌ی چاه با استفاده از ذرات کنترل‌کننده‌ی هرزروی (LCM)، توزیع تنش و فشار سیال را بر دیواره‌ی چاه و سطوح ترک‌، تغییر داده و احتمال هرزروی را کاهش می‌دهد. در این مقاله تلاش شده است تا با بکارگیری مفاهیم مکانیک شکست، یک مدل تحلیلی پوروالاستیک ارائه شود و عوامل مؤثر بر تنش‌های حول دیواره‌ی چاه و نوک ترک، ارزیابی گردد. نتایج بدست آمده از آنالیز حساسیت بر روی پارامترهای مختلف نشان می‌دهد که پارامترهای ژئومکانیکی (ناهمسانگردی تنش‌های برجا)، پارامترهای هندسی (محل تشکیل پلاگ LCM، طول شکاف) و پارامترهای پوروالاستیک سازند (فشار مخزن و ضریب بیوت)، اثر قابل ملاحظه‌ای بر میزان موفقیت WBS دارند. بر طبق این نتایج، مقاوم‌سازی دیواره‌ی چاه، در شرایط تنش همسانگرد، سازند کم‌فشارتر و طول شکاف کمتر، مؤثرتر می‌باشد؛ چراکه تمرکز تنش در نوک ترک، کمتر بوده و احتمال رشد آن کاهش می‌یابد. همچنین، هرچه محل تشکیل پلاگ LCM به دهانه‌ی شکاف، نزدیک‌تر باشد مقاوم‌سازی بهتر انجام می‌شود.

http://www.irpga-journal.ir/article_107687_6badb287705ecc0a0ed714669402f5f0.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 3 شماره 4 (زمستان1398) 2020 02 20 Discrete multiscale modelling of fractures in natural fractured reservoir, a case study from a field in the Persian Gulf مدلسازی گسسته و چند مقیاسه شکستگی ها در مخازن شکافدار طبیعی، مطالعه موردی یکی از میادین خلیج‌فارس 75 89 99481 10.22107/jpg.2019.112170.1051 FA سعید ملااسمعیل کارشناسی ارشد؛ دانشکده مهندسی معدن، نفت و ژئوفیزیک، دانشگاه صنعتی شاهرود 0000-0003-1967-7057 مهرداد سلیمانی عضو هیات علمی دانشکده مهندسی معدن، نفت و ژئوفیزیک دانشگاه صنعتی شاهرود رضا قوامی عضو هیات علمی دانشکده مهندسی معدن، نفت و ژئوفیزیک دانشگاه صنعتی شاهرود Journal Article 2017 12 28 The influence of fracture network on quality of reservoir, emphasize the importance of study of fractured reservoirs. The characterization of fractured reservoirs is complex. We are going to study fractures of one of the oil fields of Persian Gulf by discrete fracture network modeling. Fracture modeling is often based on very limited well data and therefore is subject to high uncertainty. Typically, the standard modeling workflow uses interpolation algorithms to predict the fracture spatial distribution. This paper shows an alternative workflow for improving fracture modeling between wells through the use of seismic attributes. The main objective of this paper is to compare fracture intensity models guided by the two approaches: The standard interpolation based approach, and the seismic based approach using attributes sensitive to faults. The difference between these two methods lies in the way fracture intensity is modeled. Fracture intensity is an important fracture attribute because it guides the fracture simulation. It is estimated from the fracture point data derived from the well data and upscaled into the model. Typically, the standard method employs Kriging or Sequential Gaussian Simulation (SGS) to interpolate the fracture intensity of the 3D grid. This method can deliver highly inaccurate results in case of limited well control. The second approach tries to reduce this uncertainty, through controlling the fracture intensity interpolation via seismic attributes. Seismic attributes can be used as secondary input for the interpolation of the fracture. The preferred interpolation algorithm is collocated co-Kriging because one has full control over the radius of influence of the well data. In addition the influence of the secondary input, the seismic attribute, is controlled via its correlation factor with the well data. A comparison of these two methods provides insight into the complexity and uncertainty involved in fracture modeling. تهیه و به روز رسانی مدل‌های دقیق از توزیع شکستگی‌ها در مخازن هیدروکربنی، از موارد پیچیده در مسائل مربوط به ژئومکانیک مخازن می‌باشد. داده‌های چاه همواره از ارزش بالایی در مدل‌سازی توزیع شکستگی‌ها در مخزن برخوردار هستند. با این حال تکیه بر داده‌های چاه به تنهایی باعث افزایش عدم قطعیت در چگونگی توزیع شکستگی در سرتاسر مخزن می‌شود. روش‌های معمول در توزیع شکستگی، معمولا ًاز الگوریتم‌های درون‌یابی به منظور پیش‌بینی توزیع فضایی شکستگی‌ها در مخزن استفاده می‌کنند. در این تحقیق با استفاده از مفهوم محرک‌های شکستگی، مدل توزیع شکستگی در مخازنی که اطلاعات چاه به صورت بسیار اندک در دسترس است و در واقع مخزن در مرحله شناسایی می-باشد، با ترکیب داده‌های لرزه‌نگاری سه بعدی بدست می‌آید. بدین منظور از اطلاعات ارزشمند ولی بسیار اندک چاه تنها برای تعیین زون‌های شکستگی و جهت‌یابی آنها استفاده می‌شود. سپس نشانگرهای تعیین‌کننده شکستگی به عنوان بستر لازم برای توزیع محرک‌های شکستگی در مخزن از داده‌های لرزه‌ای استخراج می‌گردد. سپس با تعیین محرک‌های شکستگی، مدل توزیع شکستگی با استفاده از روش‌های کریجینگ و شبیه سازی گاوسی متوالی بدست می‌آید. در ادامه با پیاده سازی الگوریتم‌های تعیین شکستگی بر روی داده‌های لرزه‌ای، مدل‌های توزیع‌های شدت شکستگی به روش کوکریجینگ هم‌مختصات بر روی نشانگرها تهیه می‌شوند. در این مرحله با دسته‌بندی شکستگی‌های مخزن از منظر اهمیت در انتقال سیال و با استفاده از اطلاعات زمین شناسی، مدل شبکه گسسته شکستگی برای مقیاس‌های متفاوت شکستگی‌ها، بدست می‌آید. این استراتژی بر روی مخزنی که اطلاعات بسیار اندکی از چاه در آن در دسترس است، پیاده گردید. تفسیر نتایج و مقایسه مدل‌های شبکه گسسته شکستگی بدست آمده با استراتژی پیشنهادی و روش معمول، نشان داد که می‌توان از مفهوم محرک‌های شکستگی جهت توزیع شکستگی‌ها در مخزن با استفاده از داده‌های لرزه‌ای سه بعدی، در مواردی که تعداد چاه‌های بسیار اندکی در مخزن وجود دارد، استفاده کرد.

http://www.irpga-journal.ir/article_99481_0913fd7026efd0d37d8b25df2d1adab3.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 3 شماره 4 (زمستان1398) 2020 02 20 Rock physics modeling in carbonate reservoirs- Review of theoretical models and a case study مدل‌سازی فیزیک سنگی در مخازن کربناته - مروری بر مدل‌های نظری و یک مطالعه موردی 90 108 107688 10.22107/jpg.2020.205710.1111 FA فریبا مهماندوست دانشکده فنی، دانشگاه تهران محمد امامی نیری عضو هیئت علمی- انستیتو مهندسی نفت- دانشگاه تهران سهیلا اصلانی دانشکده مهندسی معدن، دانشکده فنی، دانشگاه تهران Journal Article 2019 10 24 A wide range of the effective-medium models have been introduced to explain theoretically the effective elastic characteristics of the sedimentary rocks. They are classified into two main groups: contact models and inclusion models. Due to the more complex pore-space structure, rock physics modeling of carbonate rocks involves more challenges compared to the siliciclastics. Considering the assumptions/physical basis used in development of inclusion models, they are of high importance in the context of characterization of the elastic properties of carbonates. In this paper, the theoretical bases, algorithms and procedures of four widely-accepted inclusions models of Kuster-Toksoz, Self-Consistent (SC), Differential Effective Medium (DEM) and Xu-Payne has been first described. Based on these four inclusion models, rock physics analysis and modeling has been performed on four wells from a heterogeneous carbonate reservoir located in South-West of Iran. P-wave and S-wave velocities were estimated in the depth interval of Sarvak formation, and the results were then compared with the measured velocities. The qualitative and quantitative analyses of the results reveal that Xu-Payne model compared to the other three implemented rock physics models, gives a better consistency between modeled and measured data. In particular, the higher correlation coefficient and the lower mean absolute errors were observed between the measured velocities and the simulated ones by the Xu-Payne model at all the tested wells. طیف گسترده‌ای از مدل‌های محیط مؤثر شامل مدل‌های تماسی (محیط دانه‌ای) و مدل‌های میانباری برای توصیف نظری ویژگی‌های کشسانی مؤثر سنگ‌های رسوبی معرفی شده است. با توجه به ساختار پیچیده‌تر فضای حفره‌ای در سنگ‌های کربناته نسبت به آواری‌ها، توسعه مدل فیزیک-سنگی در مخازن کربناته همواره با چالش‌های بیشتری روبرو بوده است. با در نظر گرفتن فرضیات و فیزیک مورداستفاده در توسعه مدل‌های میانباری، استفاده از این نوع مدل‌ها برای تعیین خواص کشسانی کربنات‌ها از توجیه بیشتری برخوردار می‌باشد. در این مقاله، ابتدا مبانی نظری، الگوریتم و روش اعمال چهار مدل فیزیک سنگی کاستر- تکسوز، تقریب خودسازگار، محیط مؤثر دیفرانسیلی و ژو-پین از گروه مدلهای میانباری‌ که برای مدل‌سازی فیزیک سنگی مخازن کربناته قابل‌استفاده هستند تشریح می شود. در ادامه، تجزیه ‌و تحلیل و مدل‌سازی فیزیک‌سنگی با استفاده از مدل‌های مذکور در چهار چاه هدف از یکی از مخازن کربناته جنوب غرب ایران انجام گرفته است. سرعت‌های امواج تراکمی و برشی در محدوده عمقی سازند کربناته در مخزن موردمطالعه با استفاده از هر چهار مدل مذکور تخمین زده شده و با داده‌های اندازه‌گیری شده در محل چاه‌ها به‌صورت کیفی و کمی مقایسه شده است. با توجه به فرضیات و چهارچوب مورداستفاده در این مطالعه، مدل ژو- پین نسبت به دیگر مدل-های فیزیک‌سنگی مورداستفاده در این پژوهش، در پیش‌بینی سرعت امواج تراکمی و برشی کارآیی و تطابق بهتری با داده‌های اندازه‌گیری شده (ضریب همبستگی بالاتر و میانگین خطای مطلق کمتر) نشان داد که نمایانگر اهمیت استفاده از چندین نوع تخلخل با نسبت ابعاد مختلف در سنگ کربناته مورد مطالعه است.

http://www.irpga-journal.ir/article_107688_977d11495762f3067f710789e03cb2ec.pdf