انجمن ژئومکانیک نفت ایراننشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی2538-46518220250823Presenting a model for improving the technological capability of geomechanics in the upstream oil and gas industryارائه مدلی برای ارتقای توانمندی فناورانه ژئومکانیک در بالادست صنعت نفت و گاز11623501610.22107/ggj.2025.544070.1257FAمریمبهی فردانشجوی دکتری مدیریت تکنولوژی، گروه مدیریت تکنولوژی، واحد علوم و تحقیقات، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایران.0000-0003-0180-4329محمدرضارضویاستادیار گروه مدیریت تکنولوژی، واحد علوم و تحقیقات، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایران.0000-0003-2916-8870پریوشجعفریدانشیار گروه مدیریت آموزشی، واحد علوم و تحقیقات، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایران.Journal Article20250730Geomechanics plays a significant role in the development and sustainability of energy resources. Petroleum geomechanics testing, modeling, and analysis of fluid/rock interactions are integral parts of a comprehensive approach to reservoir characterization and development. The lack of proper geomechanical studies has been one of the main reasons for the failure of many drilling and reservoir development operations in the oil and gas industry. The technological capabilities of companies providing services to oil and gas exploration and production can prevent such problems from occurring. Therefore, this study analyzes the technological capabilities of geomechanics in the upstream oil and gas industry. The sample studied to determine the causal relationships between the dimensions of technological capabilities of geomechanics consisted of 45 geoenergy and geomechanics experts who were selected through purposive sampling. The results of the DEMATEL method and the causal relationships between the dimensions showed that the dimension of management and strategic capability has the highest impact and the lowest impact among other dimensions of technological capability of geomechanics and is a pure impact dimension. The capability of linkage and networking has the second rank of impact and considering that the impact of this dimension is greater than its impact, it is considered a pure impact. The capability of investment is the third dimension in terms of impact and affects them more than it is affected by other dimensions of capability. The capability of human resources has the lowest impact on the other dimensions and is a pure impact. The capability of learning has the highest interaction among the other dimensions of capability, that is, it has the highest importance.ژئومکانیک نقش بسزایی در توسعه و پایداری منابع انرژی دارد. آزمایش‌های ژئومکانیک نفت، مدلسازی و تحلیل مربوط به فعل‌و‌انفعالات سیال/سنگ، بخش جدایی‌ناپذیر یک رویکرد جامع برای توصیف و توسعه مخزن را تشکیل می‌دهد. نبود مطالعه مناسب ژئومکانیکی از دلایل اصلی عدم‌موفقیت بسیاری از عملیات‌های حفاری و توسعه مخزن در صنعت نفت و گاز بوده است. توانمندی‌های فناورانه شرکت‌های خدمات‌دهنده به اکتشاف و تولید نفت و گاز می‌تواند از بروز چنین مشکلاتی جلوگیری کند. بنابراین، در این پژوهش به تحلیل توانمندی فناورانه ژئومکانیک در بالادست صنعت نفت و گاز پرداخته شده است. نمونه مورد بررسی برای تعیین روابط علّی بین ابعاد توانمندی فناورانه ژئومکانیک را 45 نفر از خبرگان ژئوانرژی و زئومکانیک تشکیل دادند که به روش نمونه‌گیری هدفمند انتخاب شدند. نتایج روش دیمتل و روابط علّی میان ابعاد نشان داد که بُعد توانمندی مدیریت و استراتژیک بالاترین اثرگذاری و کمترین اثرپذیری را در میان سایر ابعاد توانمندی فناورانه زئومکانیک دارا می‌باشد و یک بُعد اثرگذار خالص است. توانمندی پیوند و شبکه‌سازی رتبه دوم اثرگذاری را به خود اختصاص داده است و با توجه به اینکه اثرگذاری این بُعد از اثرپذیری آن بیشتر است یک اثرگذار خالص محسوب می‌شود. توانمندی سرمایه‌گذاری سومین بُعد از لحاظ اثرگذاری بوده و بیشتر از اینکه از سایر ابعاد توانمندی اثر بپذیرد بر آنها اثر می‌گذارد. توانمندی منابع‌انسانی کمترین اثرگذاری را بر بقیه ابعاد دارد و یک اثرپذیر خالص است. توانمندی یادگیری بالاترین تعامل را در میان بقیه ابعاد توانمندی دارا می‌باشد، یعنی بالاترین اهمیت را دارد.http://www.irpga-journal.ir/article_235016_9ce7b0330d18a462ad6945bd6a93abbe.pdfانجمن ژئومکانیک نفت ایراننشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی2538-46518220250823High-resolution estimation of compressional slowness and pore pressure in the Binaloud oil field using NMR data in neural network trainingتخمین کندی فشارشی و فشار منفذی با رزولوشن بالا در میدان نفتی بینالود با استفاده از داده های NMR در آموزش شبکه عصبی172824615110.22107/ggj.2026.530187.1255FAارغوانحقیقت جودانشکده مهندسی معدن، دانشگاه صنعتی اصفهان، اصفهان، ایرانسید محمدابطحی فروشانیدانشکده مهندسی معدن، دانشگاه صنعتی اصفهان، اصفهان، ایران0000-0001-9133-357Xنادرفتحیان پوردانشکده مهندسی معدن، دانشگاه صنعتی اصفهان، اصفهان، ایران0000-0002-3184-181Xبیتاارباباداره پتروفیزیک، شرکت ملی نفت فلات قاره ایران، تهران؛ ایرانJournal Article20250613Pore pressure is a fundamental parameter in petroleum engineering. Failure to determine this parameter correctly and accurately can lead to serious problems, such as well blowouts during drilling or incorrect reservoir modeling. On the other hand, empirical methods of calculating pore pressure are generally based on compressional slowness data obtained from conventional sonic logs, which have a limited vertical resolution of about 0.1 m. Consequently, thin features with significant pore pressure variations may not be identified. To address this problem, the present study first estimated compressional slowness with a vertical resolution of 0.005 m using diverse Nuclear Magnetic Resonance (NMR) log data in Well No. 6 of the Binaloud oil field, and then calculated pore pressure using this slowness. For this purpose, NMR log data and compressional slowness from the conventional sonic log were employed to design a multilayer perceptron neural network that predicts compressional slowness from NMR parameters. In the validation stage, the network was able to estimate compressional slowness with a correlation coefficient of 0.94 and a relative error of 0.03. By generalizing the neural network to all depths containing NMR data, high-resolution compressional slowness was calculated in the depth interval of 2179 to 2275 m within the Burgan Formation. Subsequently, pore pressure was estimated using Eaton’s equation, which employed both sonic log data and compressional slowness. According to the resulting pore pressure profile, normal pressure conditions are maintained down to approximately 1700 m, whereas at greater depths, overpressure occurs heterogeneously down to the bottom of the well. This study also demonstrated that using high-resolution estimated slowness enabled the identification of variations up to 50 psi in the well, which could not have been detected without these data.فشار منفذی یکی از پارامترهای اساسی در مهندسی نفت است. عدم تعیین صحیح و دقیق این پارامتر می تواند به مشکلاتی جدی نظیر فوران چاه در زمان حفاری و یا مدلسازی نادرست مخزن منجر شود. از سوی دیگر استفاده از روشهای تجربی محاسبه فشار منفذی نیز عموما با استفاده از داده های کندی فشارشی نمودار صوتی سنتی انجام می شود که رزولوشن قائم محدودی در حد 1/0 متر دارند. به این ترتیب ممکن است پدیده هایی نازک که تغییرات فشار منفذی قابل توجهی دارند شناسایی نشوند. برای رفع این مشکل، پژوهش حاضر ابتدا با استفاده از داده های متنوع نمودار NMR به تخمین کندی فشارشی با رزولوشن 005/0 متر در چاه شماره 6 میدان نفتی بینالود پرداخته و سپس با استفاده از این کندی فشار منفذی را محاسبه کرده است. به این منظور از داده‌های نمودار NMR و کندی فشارشی نمودار صوتی سنتی برای طراحی یک شبکه‌ی عصبی پرسپترون چندلایه استفاده شد که کندی موج فشارشی را با استفاده از پارامترهای NMR تخمین می زند. شبکه یاد شده در مرحله اعتبار سنجی توانست کندی فشارشی را با ضریب همبستگی 94/0 و خطای نسبی 03/0 تخمین بزند. با تعمیم شبکه عصبی به کل اعماق دارای داده NMR، کندی فشارشی با رزولوشن بالا در اعماق 2179 تا 2275 متری در سازند بورگان محاسبه شد. سپس فشار منفذی با استفاده معادله ایتون و به کارگیری داده های نمودار صوتی و کندی فشارشی تخمین زده شد. بر اساس نمودار فشار منفذی به دست آمده، شرایط فشار نرمال تا حدود عمق 1700 متری برقرار است و در اعماق بیشتر پدیده فرافشار به صورت غیر یکنواخت تا کف چاه ادامه دارد. این تحقیق همچنین نشان داد که استفاده از کندی تخمین زده شده با رزولوشن بالا توانست تغییراتی تا حد psi50 را در چاه بارزسازی کند که بدون استفاده از آن داده ها قابل تشخیص نبودند.http://www.irpga-journal.ir/article_246151_f37e6024de03ae4727c5a5f27b27867b.pdfانجمن ژئومکانیک نفت ایراننشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی2538-46518220250823Prediction of Sand Production-Prone Zones and Determination of Critical Drawdown Pressure Using a One-Dimensional Geomechanical Model in the Asmari Formationپیش بینی نواحی موثر در تولید ماسه و تعیین افت فشار بحرانی با استفاده از مدل ژئومکانیکی تک بعدی در سازند آسماری295224663510.22107/ggj.2025.521448.1251FAیوسفسمیعیدانشجوی کارشناسی ارشد ،مهندسی بهره برداری نفت،دانشکده مهندسی شیمی ، نفت و گاز ، دانشگاه شیرازمحمدکاظمامیریدانشکده مهندسی شیمی،نفت و گاز ، دانشگاه شیراز، شیراز0000-0001-7228-3060میثممحمدزاده شیرازیدانشکده مهندسی شیمی،نفت و گاز ، دانشگاه شیراز، شیراز0000-0001-8382-9460بهنامشاهسونیدانشکده مهندسی شیمی،نفت و گاز ، دانشگاه شیراز، شیرازJournal Article20250507Sand production is a core challenge in oil and gas, occurring when sand accompanies oil and water production, damaging equipment and reducing well productivity. To mitigate sand production, building a geomechanical model of the formation is essential. This study evaluates sand production potential in the Asmari Formation using a 1D geomechanical model. To accurately determine rock geomechanical parameters, Techlog, along with well logs and core data, was used. After finalizing the geomechanical model and validating it with laboratory results, the proelastic method predicted effective zones, calculated the critical drawdown pressure (CDDP), and forecasted the onset time for sand production. The impact of different completion types on the CDDP was also examined. Results indicate that a perforated completion best mitigates sand production and can serve as a control strategy to reduce its potential. Findings show a high likelihood of sand production at 2357 meters depth, since CDDP is negative, signaling a strong rock-failure potential at this depth. A sensitivity analysis considered ranges of UCS, sand grain size, wellbore diameter, azimuth angle, well deviation, and perforation angle and diameter. These parameters are critical for real-time decisions on control techniques. The study focused on geomechanical sensitivity; hydromechanical fluid parameters were not included in the modeling, and the software used cannot define fluid behavior. By centering on the Asmari Formation and using a calibrated one-dimensional geomechanical model with actual lab data, the work offers a new perspective for more accurate sand production predictions in similar reservoirs. Precisely identifying critical sand-production zones at 2357 meters, based on the overlap of geomechanical data and predicted CDDP helps delineate high-risk regions for optimal completion design. Additionally, sand production behavior in vertical, deviated, and horizontal wells was analyzed and compared for perforated versus open-hole cases, to assess how well type influences formation stability and overall sand-risk.تولید ماسه یکی از چالش‌های اساسی در صنعت نفت و گاز است. این مشکل زمانی رخ می‌دهد که ماسه همراه با نفت و آب تولید شود و علاوه بر آسیب به تجهیزات، منجر به کاهش بهره‌وری چاه‌ها می‌شود. برای کاهش تولید ماسه، ساخت مدل و تحلیل ژئومکانیکی سازند ضروری است. این پژوهش با تمرکز بر سازند آسماری و استفاده از مدل یک‌بعدی ژئومکانیکی کالیبره‌شده با داده‌های آزمایشگاهی واقعی، دیدگاه جدیدی برای پیش‌بینی دقیق‌تر تولید ماسه در مخازن مشابه ارائه می‌دهد. برای تعیین دقیق پارامترهای ژئومکانیکی سنگ، از نرم‌افزار Techlog همراه با داده‌های لاگ چاه و مغزه استفاده شده است. پس از اعتبارسنجی مدل ژئومکانیکی با استفاده از داده های آزمایشگاهی، از روش پروالاستیک برای پیش بینی نواحی محتمل، محاسبه افت فشار بحرانی و پیش‌بینی شرایط شروع تولید ماسه استفاده شده است. سپس، اثر انواع تکمیل چاه بر مقدار افت فشار بحرانی بررسی شد. نتایج این مطالعه نشان داد که چاه مد نظر در عمق 2357 متر، احتمال بالایی برای تولید ماسه دارد، چرا که افت فشار بحرانی مقدار منفی را نشان می‌دهد که حاکی از پتانسیل بالای شکست سنگ در این عمق است. همچنین، آنالیز حساسیت با در نظر گرفتن مقاومت فشاری تک‌محوری، اندازه دانه ماسه ،قطرچاه، زاویه آزیموت و انحراف چاه و زاویه و قطر حفره مشبک انجام شد. در این مطالعه، تمرکز بر آنالیز حساسیت ژئومکانیکی بوده است و تأثیر پارامترهای هیدرومکانیکی سیال در فرایند مدلسازی لحاظ نشده است. شناسایی محدوده‌های با خطر بالا برای طراحی بهینه تکمیل چاه بر اساس هم‌پوشانی داده‌های ژئومکانیکی و پیش‌بینی افت فشار بحرانی در چاه مورد مطالعه انجام شد. همچنین رفتار تولید ماسه در حالت‌های عمودی، انحرافی و افقی در دو حالت مشبک کاری و حفره باز، تحلیل و با یکدیگر مقایسه گردید تا تأثیر نوع چاه بر پایداری سازند و میزان ریسک ماسه‌زایی به‌صورت جامع ارزیابی شود.http://www.irpga-journal.ir/article_246635_1805918cbedd439fdbb1bb027b8c032e.pdfانجمن ژئومکانیک نفت ایراننشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی2538-46518220250823The Comparative Study of Deviated and Multilateral Wells Drilling Risks for Use in Infill Drillingمطالعه مقایسه‌ای ریسک‌های حفاری چاه‌های انحرافی و چند شاخه‌ای به‌منظور استفاده در حفاری میان چاهی536924680110.22107/ggj.2026.506415.1249FAبابکجامعی فردانشکده نفت تهران، دانشگاه صنعت نفت، تهران، ایراننادردشتیدانشکده نفت تهران، دانشگاه صنعت نفت، تهران، ایران0000-0001-5183-0395شاهینکرددانشکده نفت اهواز، دانشگاه صنعت نفت، اهواز، ایرانJournal Article20250213Considering the importance of different sectors of the oil industry, especially the upstream sector and the drilling industry, risk assessment and management, and moving towards new methods and technologies are inevitable in order to reduce costs and increase the profitability and credibility of the National Iranian Oil Company. The drilling industry is one of the most important upstream sectors, and its processes usually have higher risks than other activities in this industry.The main objective of this article is to make a comparative comparison of deviant and multi-branch drilling risks. For this purpose, first, the literature on the research topic was thoroughly reviewed using library sources, and a research gap was identified. At the next step, Experts' opinions and drilling documents related to the topic were used to identify various risks in technical and non-technical sectors. Then, A paired questionnaire was distributed among experts in the oil industry, and finally the analytical hierarchy process was used to rank technical and non-technical risks. The results showed that formation-fluid influx into the well (Kick), which can lead to blowout if not controlled, and stuck pipe had higher priority than other technical risks. Therefore, the causes, control measures, and consequences of these risks were analyzed using Bow-Tie diagrams. In the non-technical section, a lack of specialists was identified and ranked as the most important risk.با توجه به اهمیت بخش‌های مختلف صنعت نفت به‌خصوص بخش بالادستی و صنعت حفاری ، ارزیابی و مدیریت ریسک و حرکت به سمت روش‌ها و تکنولوژی‌های جدید به منظور کاهش هزینه‌ها و افزایش سودآوری و اعتبار شرکت ملی نفت ایران امری اجتناب‌ناپذیر است. صنعت حفاری یکی از مهم‌ترین بخش‌های بالادست می‌باشد که معمولاً فرآیندهای آن دارای ریسک‌های بالاتری نسبت به سایر فعالیت‌های موجود در این صنعت می‌باشد. هدف اصلی این مقاله، مقایسه تطبیقی ریسک‌های حفاری انحرافی و چند شاخه‌ای می‌باشد. به این منظور، نخست با مطالعه منابع کتابخانه‌ای، ادبیات موضوع پژوهش به‌صورت کامل بررسی و در نهایت شکاف تحقیقاتی تعیین گردید. در ادامه با استفاده از نظر خبرگان و استفاده از اسناد حفاری مرتبط با موضوع، ریسک‌های مختلف در بخش‌های فنی و غیر فنی مشخص شد. سپس توزیع پرسشنامه زوجی در بین متخصصان و خبرگان شاغل در بخش‌های مختلف صنعت نفت صورت گرفت و در نهایت از روش تحلیل سلسله مراتبی به‌منظور رتبه‌بندی ریسک‌های فنی و غیر فنی استفاده گردید. نتایج این پژوهش نشان داد دو ریسک فنی ورود سیال سازند به چاه (که می تواند منجر به فوران چاه شود) و گیر لوله دارای اولویت بیشتری نسبت به سایر ریسک‌های فنی می‌باشند. بنابراین، علل بروز اقدامات کنترلی و پیامدهای ناشی از این ریسک‌ها در قالب نمودار پاپیونی پیاده‌سازی شد. در ضمن در بخش غیر فنی، ریسک کمبود متخصص، به‌عنوان مهم‌ترین ریسک شناسایی و رتبه‌بندی گردید.http://www.irpga-journal.ir/article_246801_63c7d0d6b2ffb8e081ed859d51177526.pdfانجمن ژئومکانیک نفت ایراننشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی2538-46518220250823Analysis of the present-day stress state in one of the oil fields of the Abadan Plain: Geomechanical modeling and recommendations for optimizing drilling and reservoir managementتحلیل وضعیت تنش حال حاضر در یکی از میادین نفتی دشت آبادان: مدلسازی ژئومکانیکی و پیشنهادات برای بهینه‌سازی حفاری و مدیریت مخزن707924688110.22107/ggj.2026.525785.1254FAمحسنعزتیشرکت اکتشاف، توسعه و تولید پاسارگادمحمدرضاعبادیمهندسی و توسعه نفتمهدیهزینهشرکت اکتشاف، توسعه و تولید پاسارگادحسام الدینکاظمینیشرکت اکتشاف، توسعه و تولید پاسارگادفهیمهشکرانهشرکت اکتشاف، توسعه و تولید پاسارگادفروغفرخ نیاشرکت اکتشاف، توسعه و تولید پاسارگادحامدامیریشرکت اکتشاف، توسعه و تولید پاسارگادJournal Article20250524This study analyzes the present-day stress state in one of the oil fields of the Abadan Plain in southwest Iran, with the aim of improving wellbore design and supporting reservoir management decision-making. Owing to the limited availability of reliable stress data in this area—particularly the scarcity of World Stress Map (WSM) information on horizontal stress orientations and the absence of dependable constraints on stress magnitudes and stress regime—a comprehensive geomechanical model was developed through the integration of petrophysical data, image logs, dipole sonic logs, drilling reports, geological data, and leak-off test (LOT) results. Stress indicators interpreted from image logs reveal that the maximum horizontal stress orientation (SHmax) is predominantly aligned in a northeast–southwest direction. Estimation of stress magnitudes further indicates that, within the studied formations, the maximum horizontal stress exceeds the vertical stress, while the minimum horizontal stress is lower than the vertical stress (SHmax > SV > Shmin), implying the dominance of a strike-slip stress regime in the field. The findings are consistent with regional structural trends and available WSM data, and they provide a practical framework for wellbore stability assessment, safe mud weight window determination, drilling trajectory optimization, and the improvement of reservoir management strategies in the oil fields of the Abadan Plain.این پژوهش به تحلیل وضعیت تنش حال حاضر در یکی از میادین نفتی دشت آبادان در جنوب غرب ایران با هدف بهبود طراحی حفاری و پشتیبانی از تصمیم‌گیری‌های مدیریت مخزن می‌پردازد. با توجه به محدود بودن اطلاعات موجود در نقشه تنش جهانی (WSM) در این ناحیه به تعیین جهت تنش‌های افقی و نبود داده‌های قابل اتکا از بزرگای تنش‌ها و رژیم تنش، یک مدل ژئومکانیکی جامع بر پایه تلفیق داده‌های پتروفیزیکی، لاگ‌های تصویری، لاگ‌های صوتی دوقطبی، گزارش‌های حفاری، داده‌های زمین‌شناسی و نتایج آزمون‌های نشت (LOT) توسعه داده شد. تحلیل شواهد تنشی استخراج شده از لاگ‌های تصویری نشان می‌دهد که جهت تنش افقی بیشینه (SHmax) عمدتاً در راستای شمال‌شرق–جنوب‌غرب و منطبق بر روند تنش بیشینه در منطقه زاگرس است. برآورد بزرگای تنش‌ها نیز بیانگر آن است که در سازندهای مورد مطالعه، SHmaxبزرگ‌تر از تنش قائم (SV) و تنش افقی کمینه (Shmin) کوچک‌تر از SV است (SHmax > SV > Shmin) که حاکی از حاکمیت رژیم تنش امتدادلغز در میدان مورد مطالعه می‌باشد. نتایج این تحقیق ضمن سازگاری با روندهای ساختاری منطقه و داده‌های WSM، چارچوبی کاربردی برای ارزیابی پایداری دیواره چاه، تعیین پنجره ایمن وزن گل، بهینه‌سازی مسیر حفاری و بهبود راهبردهای مدیریت مخزن در میادین نفتی دشت آبادان ارائه می‌دهد.http://www.irpga-journal.ir/article_246881_23a47fa16112a504c19e41887a8e79ee.pdfانجمن ژئومکانیک نفت ایراننشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی2538-46518220250823Application of Shannon Entropy in Quantifying Geological Heterogeneity, Porosity, and Permeability: A Case Study of the Kangan Formation in the Central Persian Gulfکاربرد آنتروپی شانون در کمی‌سازی ناهمگنی زمین‌شناسی، تخلخل و تراوایی: مطالعه موردی سازند کنگان در بخش مرکزی خلیج فارس809324699910.22107/ggj.2026.579708.1261FAوحیدتوکلیدانشکده زمین‌شناسی، دانشکدگان علوم، دانشگاه تهران، تهران، ایران0000-0002-4182-9259مهدینخستین مرتضویکارشناس ارشد ژئوفیزیک، عضو جهاد دانشگاهیJournal Article20250427This study aims to apply Shannon entropy to analyze and compare facies and petrophysical heterogeneity in the K1 and K2 units of the Kangan Formation. Facies were first classified into twelve groups based on petrographic studies, and facies entropy was calculated from their relative frequencies. Subsequently, core porosity and permeability were categorized into value classes, and Shannon entropy was computed independently for each parameter. Diagenetic features were also examined to interpret data distribution patterns. The results demonstrate that Shannon entropy can quantitatively express structural differences between the two units. While facies entropy values are similar in both units, their facies distribution patterns differ. Porosity entropy in K2 is 1.58 compared to 1.12 in K1, indicating a wider porosity distribution in K2. Permeability entropy values are 1.95 in K2 and 1.60 in K1, reflecting greater diversity in permeability classes within K2. The higher porosity and permeability entropy in the K2 unit is consistent with its diagenetic characteristics, where intergranular and intragranular dissolution has created or expanded secondary pore spaces, distributing porosity and permeability values across multiple classes. In contrast, more extensive microcrystalline dolomitization, cementation, and particularly anhydrite cementation in K1 have resulted in pore filling or throat tightening, concentrating data in low-permeability and low-porosity classes. Thus, porosity-reducing diagenetic processes in K1 yield lower entropy, while porosity-enhancing or pore-preserving processes in K2 produce higher entropy. This relationship indicates that Shannon entropy can effectively reflect the differentiating effects of various diagenetic styles through a quantitative index. Based on these findings, Shannon entropy provides a simple, reliable, and appropriate approach for assessing heterogeneity in carbonate reservoirs and can serve as a valuable complement to conventional petrophysical and sedimentological methods for analyzing reservoir units and modeling reservoir behavior.هدف این پژوهش به‌کارگیری آنتروپی شانون برای تحلیل و مقایسه ناهمگنی رخساره‌ای و پتروفیزیکی دو واحد K1 و K2 از سازند کنگان است. ابتدا رخساره‌ها بر اساس مطالعات پتروگرافی در 12 گروه طبقه‌بندی شدند و آنتروپی رخساره‌ها بر اساس فراوانی نسبی هر گروه محاسبه گردید. سپس آنتروپی شانون تخلخل و تراوایی مغزه در رخساره‌ها به‌صورت مستقل محاسبه شد. نتایج نشان می‌دهد که آنتروپی شانون قادر است تفاوت‌های ساختاری دو واحد را به‌صورت کمی بیان کند. مقدار آنتروپی رخساره‌ها در دو واحد مشابه است، اما الگوی توزیع رخساره‌ها متفاوت است. آنتروپی تخلخل در K2 برابر 1.58 و در K1 برابر 1.12 است که بیانگر توزیع گسترده‌تر تخلخل در K2 است. همچنین آنتروپی تراوایی در K2 مقدار 1.95 و در K1 مقدار 1.60 را نشان می‌دهد و حاکی از تنوع بیشتر کلاس‌های تراوایی در K2 است. افزایش آنتروپی تخلخل و تراوایی در واحد K2 با ویژگی‌های دیاژنتیکی این واحد نیز سازگار است. در این واحد، حضور انحلال بین‌دانه‌ای و درون‌دانه‌ای موجب ایجاد یا گسترش فضاهای ثانویه شده و باعث توزیع مقادیر تخلخل و تراوایی در چندین کلاس مختلف شده است. در مقابل، شدت بیشتر دولومیتی‌شدن ریزبلور، سیمانی‌شدن و به‌ویژه انیدریتی‌شدن در K1 سبب پرشدگی یا تنگ‌شدگی منافذ و تمرکز داده‌ها در کلاس‌های کم‌تراوا و کم‌تخلخل شده است. بنابراین، فرایندهای دیاژنتیکی کاهش‌دهنده تخلخل در K1، آنتروپی پایین‌تر و فرایندهای افزایش‌دهنده یا حفظ‌کننده فضای خالی در K2، آنتروپی بالاتر را سبب شده‌اند. بر اساس این نتایج، آنتروپی شانون رویکردی مناسب، ساده و قابل اعتماد برای ارزیابی ناهمگنی مخازن کربناته است و می‌تواند مکمل ارزشمندی در کنار روشهای کلاسیک پتروفیزیکی و رسوب‌شناسی برای تحلیل واحدهای مخزنی و مدلسازی رفتار مخزن باشد.http://www.irpga-journal.ir/article_246999_254f28726de09c2255922a6770aa34d7.pdf