مقدمه:
مخزن هیدروکربوری ساختاری است متخلخل و نفوذپذیر در زیرزمین که انباشتی طبیعی از هیدروکربورها را به صورت مایع و یا گاز در خود جای داده و به‌وسیله‌ی سنگ‌های غیرتراوا از محیط اطراف مجزا گردیده است. درتوصیفی ملموس‌تر می‌توان مخازن هیدروکربوری را به بادبادکی پر از هوا تشبیه کرد که پوسته‌ی این بادبادک نقش همان سنگ‌های غیرتراوا را بازی می‌کند و به محض سوراخ کردن این محیط متعادل سیال‌های مخزنی (هم‌چون هوا که به سرعت از بادبادک خارج می‌شود) توسط نیروهای هیدرولیکی به درون چاه رانده می‌شوند. البته قدرت این رانش طبیعی هم‌زمان با تولید از مخزن کاسته می‌شود، چنان‌که برای نمونه گفته می‌شود مخازن ایران به‌ طور متوسط سالانه ۱۰-۸ درصد افت طبیعی فشار مخزن و افت دبی‌ تولید از چاه - افت دبی‌ تولید از چاه با افت فشار مخزن رابطه مستقیم دارد - دارند.

با افت مداوم فشار مخزن، دبی‌ تولید رفته‌رفته کم شده تا جایی که دیگر تولید طبیعی از مخزن مقرون به‌صرفه نخواهد بود. این نقطه زمانی اتفاق می‌افتد که بازیابی (Recovery) نفت از مخزن به نسبت پائین است. این بازیابی برای مخازن ایران حدود ۱۵-۲۰ درصد است؛ به عبارتی ۸۵ تا ۸۰ درصد کل نفت مخزن در سازند باقی می‌ماند. بنابراین برای برداشت نفت‌های باقی‌مانده در مخزن نیازمند روش‌های جدید و تکنیک‌های پیشرفته هستیم.
ازاین رو می‌توانیم مراحل تولید از یک چاه را به‌طور کلی به دو دسته‌ی زیر تقسیم کنیم (که البته این تقسیم‌بندی به نحوه‌ی برداشت از مخزن اطلاق می‌شود):

واژگان

فشار اشباع(Bubble Point Pressure):
با افت فشار مخزن، گاز محلول در نفت توانایی آن را پیدا می‌کند که از نفت خارج شود، «فشار اشباع» فشاری است که اولین حباب گاز از نفت جدا می‌شود. روشن است که در فشار‌های بالاتراز آن تنها یک فاز مایع و در فشار‌های پایین ‌تر از آن دو فاز مایع و گاز وجود دارد.

کلاهک گازی (Gas Cap):
در صورتی که در یک مخزن نفتی هر سه سیال آب، نفت و گاز وجود داشته باشد، ترتیب قرار گرفتن سیالات درون مخزن به گونه‌ای است که از پایین به بالا ابتدا آب، بعد نفت و سپس گاز قرار می‌گیرد. به سازند‌ی که در آن گاز قرار دارد، سازند گازی و به سازندهای دیگر سازندهای نفتی و گازی می‌گویند.

به بخش بالایی مخزن که حدفاصل میان پوش سنگ و سطح تماس نفت و گاز است، کلاهک گازی مخزن نفتی می‌گویند. گفتنی است که برخی از مخازن فاقد کلاهک گازی، برخی دیگر فاقد بخش آب ده هستند و برخی فاقد هر دوی آن‌ها هستند.

سفره آبی(Aquifer):
سازند آبی‌ای که در پایین مخزن می‌تواند وجود داشته باشد.

امتزاج‌پذیری (Miscibility):
دومایع را وقتی امتزاج‌پذیر می‌گویند که کاملاً درهم حل شده و امولیسون نسازند.

اوپک (OPEC):
اوپک که شکل خلاصه شده‌ی (Organizations of Petroleum exporting Countries) یعنی سازمان کشورهای صادرکننده‌ی نفت است . این سازمان در ۱۴-۱۰ سپتامبر ۱۹۶۰ توسط ۵ کشور ایران، عربستان، ونزوئلا و کویت و عراق تشکیل شد که بعد از آن ۹ کشور دیگر الجزائر، قطر، نیجریه، امارات، اندونزی، لیبی، الجزیره، اکوادور، آنگولا به آن‌ها اضافه شدند. هدف از تشکیل این سازمان کنترل سیاست‌های قیمتی نفت بود.

تولید طبیعیPrimary Recovery) )

برداشت اولیه یا تولید طبیعی به استحصال نفت تحت مکانیسم‌های رانش طبیعی موجود در مخزن و بدون استفاده از انرژی خارجی نظیر آب و گاز اطلاق می‌شود. همان‌گونه که بیان شد از یک مخزن تا مدت تقریباً کمی می‌توان به‌طورطبیعی تولیدی اقتصادی داشته باشیم . در تولید طبیعی از مخزن رانش نفت به‌علت مکانیسم‌های خاصی انجام می‌پذیرد که درزیر به بیان آن‌ها خواهیم پرداخت:

انبساط سنگ و سیال:
دراین مکانیسم فشار وزنی لایه‌های بالا برروی سازند مخزن و انبساط خود سیال باعث رانش نفت به درون چاه خواهد شد.

رانش توسط گازمحلول:
به طور طبیعی نفت درشرایط دما و فشار مخزن مقداری گاز درخود به‌صورت حل شده دارد که با تولید و رساندن نفت به سطح زمین این گاز آزاد می‌شود. بنابراین می‌توان گفت حجم نفت درشرایط مخزن بیشترازحجم آن درسطح زمین است. البته شاید این‌گونه به نظر برسد که در این جا این پدیده بدون درنظرگرفتن تفاوت دما و فشار سازند با سطح زمین توضیح داده شده است. درصورتی‌که با کمی دقت متوجه می‌شویم که تغییرات دما و فشار نفت از سازند به سطح زمین به ترتیب باعث کاهش حجم و افزایش حجم می‌شوند، چون دما و فشار درسازند نفتی نسبت به دما و فشار درسطح زمین بالاتر است که این کاهش درمورد دما باعث کاهش حجم و درمورد فشار باعث افزایش حجم می‌شود. در این صورت کاهش و افزایش حجم پدید آمده تقریباً اثر یکدیگر را خنثی می‌کنند، بنابراین می‌توان گفت مهم‌ترین عامل تغییر حجم نفت از سازند به سطح زمین همان گازحل شده درنفت است. نسبت حجم نفت در شرایط دما و فشار مخزن به حجم نفت در شرایط دما و فشار سطح زمین را با ضریب حجمی سازند تعریف می‌کنند که با توجه به توضیحات قبلی همواره بزرگتر از یک خواهد بود.
به دلیل آن که با تولید از مخزن فشار آن افت می‌کند، اگر این افت فشار تا رساندن فشار مخزن به فشار اشباع ادامه یابد مقداری از کل گاز محلول درشرایط مخزن آزاد شده که انبساط این گاز باعث رانش نفت به درون چاه خواهد شد.

رانش کلاهک گازی:
دربرخی از مخازن دربالای سازند نفتی کلاهک گازی وجود دارد که انبساط این کلاهک گازی در زمان تولید از مخزن، نفت را مانند پیستونی از بالا به سمت پائین می‌راند که مسلماً هرچه کلاهک گازی بزرگتر باشد بازیابی نفت ازاین مخزن بالاتر خواهد بود.

ورود آب به سازند نفتی:
بر خلاف شیوه رانش گازی، به جای آن‌که گاز از بالا به سیال (نفت) نیرو وارد ‌کند و باعث تولید طبیعی نفت ‌شود، می‌توان لایه‌ی آبی‌ای را تجسم کرد که از پائین سازند نفتی همانند پیستون نفت را به درون چاه می‌راند.
البته باید توجه کرد که درتولید طبیعی نفت، انبساط سنگ و سیال و گازمحلول درتمامی مخازن به‌عنوان نیروی رانشی نفت به درون چاه عمل می‌کند اما می‌توانیم مخازنی داشته باشیم که هردو یا یکی ازدوعامل کلاهک گازی و سفره آبی را داشته باشند و یا اصلاً هیچ‌یک را نداشته باشد.

تولید بهبودیافته (IOR or Improved Oil Recovery )

پیش از توضیح تولید بهبود یافته می‌توان این‌گونه بیان کرد که اصولاً تولید طبیعی نفت ازهر مخزنی به فشار اولیه مخزن، نفوذپذیری سنگ مخزن و گرانروی نفت رابطه دارد. روشن است که هرچه فشاراولیه مخزن و نفوذپذیری سنگ مخزن بالاتر و گرانروی نفت پائین‌تر باشد، بازیابی اولیه بالاتر خواهد بود. عدم تعادل دراین پارامترها باعث می‌شود که تکنیک‌های دیگری دربازیابی نفت به‌کار برده شود. کلیه روش‌هایی که طی آن به مخازنی که تحت شرایط طبیعی خود قادر به تولید اقتصادی نیستند و از بیرون انرژی داده شده و یا موادی درآن‌ها تزریق می‌شود، روش‌های ازدیاد برداشت نامیده می‌شوند. (Enhanced Oil Recovery : EOR)
البته دربعضی مواقع که سیال (نفت) درته چاه وارد شده و فشار سیال درته چاه توانایی بالا آوردن آن را به سرچاه ندارد، تکنیک‌های دیگری مانند فرازش گاز (بدین‌گونه که گاز را ازسطح زمین به درون چاه تزریق می‌کنند واین گاز با نفت درون چاه مخلوط امتزاج‌پذیری را به وجود می‌آورد که چگالی آن از چگالی نفت اولیه پائین‌تر است و می‌توان با همان فشار ته‌چاه ، نفت را به سرچاه انتقال داد) و یا پمپ‌های درون چاهی (که نفت را از ته چاه به سر چاه پمپاژ می‌کنند) به‌کار گرفته می‌شود؛ اما اصولاً ازاین تکنیک‌ها به‌عنوان یکی ازروش‌های ازدیاد برداشت یاد نمی‌شود؛ آن‌چه روش‌های ازدیاد برداشت(EOR) اطلاق می‌شود روش‌هایی است که ازطریق تزریق مواد به درون مخزن به سیال انرژی داده می‌شود و هدف این روش‌ها، کاهش میزان نفت پس‌ماند مخزن است، این روش‌ها را به دودسته زیر تقسیم می‌کنند:

1-2) برداشت ثانویه (Secondary Recovery):
این روش، افزودن انرژی‌های خارجی بدون اعمال هیچ‌گونه تغییر در خواص فیزیکی سیالات و سنگ مخزن است . به زبان ساده‌تر، سیال تزریقی تنها نقش هل‌دهنده و تعقیبی دارد. لازم به ذکر است اگر چه این تکنیک درابتدا با تزریق هوا که ارزان‌ترین و دردسترس‌ترین ماده بوده است، اجرا شده، اما تاکنون در موارد قلیلی، ازهوا به‌عنوان ماده تزریقی استفاده شده است. تزریق هوا گرچه معمولاً تولید را برای مدت‌کوتاهی افزایش می‌داد اما به سرعت مشکلات عملیاتی زیادی را پدید می‌آورد.
بسیاری از مشکلات پدید آمده درتزریق هوا، ناشی از وجود اکسیژن در آن است. چراکه اکسیژن به شدت واکنش‌دهنده است و مشکلات عدیده‌ای را درتسهیلات سرچاهی و داخل مخزن پدید می‌آورد. برخی ازاین مشکلات عبارتند از:
- اشتعال خود به خودی نفت در نزدیکی چاه تزریق
- خوردگی (که مهم‌ترین عامل آن اکسیژن است)
- تشکیل امولسیون‌ها
این مشکلات و مشکلات دیگر باعث شد که از هوا به‌ عنوان ماده تزریقی در روش‌های ازدیاد برداشت ثانویه استفاده ‌نشود. امروزه از گاز و آب‌ به ‌جای هوا در این تکنیک استفاده می‌شود. اولین برنامه بازیابی ثانویه درایران درسال ۱۳۵۵ درمیدان هفتکل با روش تزریق گاز به مرحله اجرا در‌آمد پس ازآن درسال ۱۳۵۶ تزریق گاز درمیدان گچساران با هدف فشارزدائی و تثبیت فشار شروع شد که تزریق گاز دراین دو میدان عظیم نفتی کشورهم‌چنان ادامه دارد و باعث بالابردن بازیابی از حدود ۲۰-۱۵ درصد به حدود ۲۵-۳۰ درصد شده است. هم‌اکنون ایران از برنامه‌ی تزریق گاز به مخازن عقب است و بر اساس گزارش مرکز پژوهش‌های مجلس شورای اسلامی محاسبات انجام شده نشان می‌دهند که ۲۴ مخزن از کل مخازن نفتی مناطق نفت‌خیز جنوب در اولویت تزریق – گاز- قرار دارند که در۱۶ مخزن زمان تزریق سپری شده و هر چه سریعتر باید از افت فشار آنها جلوگیری به عمل آید، ۸ مخزن دیگر نیز ظرف ۲۰ سال آینده نیاز به تزریق خواهند داشت.

۲-۲)روش‌های ازدیاد برداشت ثالثیه :(Tertiary Recovery)
دراین روش انرژی خارجی به مخزن اعمال می‌شود و درنتیجه‌ی آن تغییرات اساسی فیزیکی و شیمیایی درخصوصیات سیال مخزن پدید می‌آید. به زبان ساده‌تر دراین‌جا ماده‌ی تزریقی با تغییردادن خصوصیات سیستم سیالی (مانند کم کردن گرانروی و یا تغییر چسبندگی میان سنگ و سیال) باعث ازدیاد برداشت خواهد شد. عملیات ثالثیه را می‌توان به موارد زیر تقسیم کرد:
- سیلاب‌زنی امتزاجی با گاز
- سیلاب‌زنی شیمیایی
- فرآیندهای حرارتی
- فرآیندهای استفاده از کف
- فرآیندهای تزریق میکروب (البته دربعضی تقسیم‌بندی‌ها تزریق میکروب را به‌عنوان فرآیندهایی جدا از “EOR” و تحت عنوان (MEOR (Microbial Enhanced Oil recovery می‌شناسند. در این روش میکروب‌ها و مواد غذایی را به درون چاه تزریق می‌کنند و این میکروب‌ها تحت عواملی یا تولید اسید می‌کنند که برای حل کردن سنگ‌های کربناتی بکار می‌رود و یا تولید گاز کرده که باعث بالابردن فشارمخزن و یا پائین آوردن گرانروی نفت می‌شوند.
متأسفانه در حال حاضر در بزرگ‌ترین کشورهای تولید‌کننده عضو اوپک (OPEC) همچون ایران، کویت، عربستان و عراق روش‌های ازدیاد برداشت ازنوع سوم (ثالثیه) هنوز به مرحله‌ی اجرا درنیامده است اما در برخی از مخازن ایران و کویت روش‌های بازیابی حرارتی مانند تزریق بخار آب در حال بررسی است. کل روش‌های ازدیاد برداشت را به تازگی به ‌صورت زیرتقسیم می‌کنند: (برخلاف تقسیم‌بندی قدیم به صورت ثانویه و ثالثیه)
۱- گرمایی:
- تزریق بخارآب (Steam Flooding)
- سیلاب‌زنی آب گرم (HOT Water Flooding)
- احتراق درجا (In situe combustion ) [خشک (Dry) یا مرطوب (Wet)]
- گرم کردن حرارتی ( تزریق آب) (Water Flooding)

2- غیرگرمایی:
- سیلاب شیمیایی(Chemical flooding)(پلیمری یا قلیایی)
-جابه‌جایی امتزاج‌پذیر(Miscible Flooding ):
- رانش گازغنی‌ شده
- سیلاب الکلی
- سیلاب گاز Co2
- سیلاب گاز N2
- جابه‌جایی غیرامتزاج‌پذیر(immisible Flooding )(- گاز طبیعی یا گاز طبیعی سوخته شده)

در مقالات بعدی به تفصیل به توضیح درباره‌ی هر یک از روش‌های پیش گفته خواهیم پرداخت.

تدوین:
مهندس ابوالقاسم کاظمی‌نی

در این مقاله انواع دستگاه‌های چاه‌نگاری و کاربرد‌های آن‌ها معرفی شده است.  تلاش شده است پیشرفته ترین فناوری‌ها و تکنیک‌هایی که تاکنون در سطح دنیا در چاه‌نگاری بکارگرفته شده است معرفی شوند.

خواننده با مطالعه‌ی این مقاله تا حدودی می‌تواند درک کند که در مراحل مختلف مدیریت یک مخزن به چه فناوری‌هایی در چاه‌نگاری نیاز است. در واقع این مقاله با ادبیاتی غیرفنی مفاهیمی فنی را برای خواننده توضیح می‌دهد که با استفاده از آن تا حدودی می‌توان به ارزیابی عملکرد مدیریت مخزن در انجام عملیات‌های چاه‌نگاری بپردازد.  پدید آمدن این امکان برای خبرنگار یا سیاست‌پژوه، توانایی ارزیابی و پرسش‌گری بالاتر و دقیق‌تری را در بررسی کلی سیاست‌ها و ظرفیت‌های شرکت‌های نفتی ایجاد می‌کند. تعریف ساده واژه‌های تخصصی‌، قبل از استفاده از آن ها، امکان درک مطلب را برای هر خواننده‌ای با هر تخصص و دانشی فراهم می‌کند.

واژگان

مقاومت ویژه الکتریکی:
میزان مقاومت مواد در برابر جریان الکتریسیته (حرکت الکترون) در درون آن است. با بدست آوردن مقاومت ویژه می‌توان برخی از این خواص را شناسایی کرد. مقاومت ویژه الکتریکی مبنای محاسبه میزان شوری سیال است. نوعی از مقاومت ویژه که در ادامه به آن پرداخته شده است، مبنای محاسبه تحرک پذیری سیال واقع می شود. همچنین تشخیص نوع و حجم سیال درون سازند و پارامتر‌های مهم دیگری از طریق محاسبه مقاومت ویژه امکان پذیر است.

«گل کبره» و «فیلترای گل»:
هنگامی که گل حفاری به درون سنگ وارد می‌شود، ابتدا قسمت جامد گل در خلل و فرج بخشی از سنگ گیر می‌کند. به این بخش از گل حفاری که در درون سنگ گیر افتاده گل کبره گویند. اما بخش محلول گل که بیشتر در سنگ نفوذ می‌کند و منطقه بیشتری از آن را تحت تأثیر خود قرار می‌دهد، فیلترای گل گویند.

«زون رخنه» و «زون دست نخورده»:
هنگام حفاری مقداری از گل حفاری به درون سازند نفوذ می‌کند که زون‌های مختلفی را پدید می‌آورد؛ زون رخنه بخشی از سازند است که تحت تأثیر گل حفاری قرار گرفته است و گل حفاری در درون آن نفوذ کرده است. در بخشی از زون رخنه گل کبره و در بخش دیگر فیلترای گل نفوذ می‌کند.
زون دست نخورده بخشی از سازند است که تنها سیال واقعی خود سازند در درون است و گل حفاری در آن منطقه نفوذ نکرده است.

آب سازند:
آبی که به طور طبیعی از میلیون‌ها سال پیش در درون سازند باقی مانده است.

شعاع بررسی:
شعاع بررسی یک لاگ مشخص می‌ کند که دستگاه تا چه شعاعی پیرامون چاه می‌تواند خصوصیات سنگ و سیال را مشخص کند.

توانایی تحرک نفت (Mobility):
منظور توانایی تحرک نفت در درون سازند است که در یک فشار مشخص و در برابر فشار تزریق مشخص سیال دیگری محاسبه می‌شود.

مقاومت ظاهری :
مقاومتی است که توسط لاگ اندازه گیری می‌شود، معمولاً با مقدار واقعی مقاومتی که قصد اندازه گری آن را داریم، متفاوت است. چرا که اثر لایه‌های مجاور نازک بودن لایه، دقت اندازه‌گیری لاگ، خطا در انجام عملیات لاگ کیری و … موجب می‌شود، مقاومت مورد نظر به درستی اندازه‌گیری نشود. به همین دلیل باید تصحیحات لازم روی داده‌های لاگ انجام شود تا بر دقت کار افزوده شود.

۱- Rt
مقاومت ویژه زون دست نخورده

۲- Rmf
مقاومت ویژه‌ گل حفاری فیلتره شده داخل سازند

۳- Rw
مقاومت ویژه آب سازندی

۴- Rxo
مقاومت ویژه بخشی از سنگ که توسط گل حفاری فیلتره شده اشغال شده است.

این مقاومت در بررسی توانایی تحرک نفت در درون سازند (Mobility) کاربرد دارد که با روشن شدن آن ، می‌توان پارامتر‌های دیگری همچون حجم درجای نفت را محاسبه کرد.

۵- Rt
مقاومت ویژه زون دست‌نخورده
نکته:
هنگامی که هدف ما بررسی Rt است، باید توجه داشته باشیم، آنچه در واقع دستگاه‌ اندازه‌گیری می‌کند، مقاومت ظاهری محیط بررسی است و برای رسیدن به هدف بررسی یعنی Rt باید اثر بقیه پارمترها مثل مقاومت ویژه گل حفاری ، قطرچاه واثر Rs (مقاومت لایه های مجاور لایه مورد مطالعه است)را حذف کنیم.

۶- R0
مقاومت ویژه سنگی که ۱۰۰ درصد فضای خالی آن، ازآب اشباع شده است

قدرت تفکیک قائم یا جداسازی قائم:
توانایی دستگاه در مشخص کردن مرز بین لایه‌هاست. هر چه قدرت جداسازی قائم بیشتر باشد، لایه‌های نازک بهتر قابل شناسایی هستند.

بازه(AM):
فاصله میان چشمه(فرستنده) و گیرنده را «بازه» گویند. هر چه این فاصله بیشتر باشد شعاع بررسی بزرگ تر، اما جداسازی قائم کم‌ترمی‌شود.

اثر کامپتون:
هنگامی که پروتوی گاما به الکترونی برخورد می‌ کند، مقداری از انرژی خود را صرف خارج کردن آن الکترون از اتمش می‌کند و بخش دیگر انرژی آن در امتداد دیگری منتشر می‌شود. به این پدیده اثر کامپتون می‌گویند.
پرتوهای گاما ذرات بدون جرمی هستند که با سرعت نور منتشر می شوند.
دبی (Rate):
مقدار حجم سیالی که در واحد زمان (معمولا یک روز) از چاه تولید می‌شود مانند متر مکعب در روز  یا گالن در روز.
غلظت وزنی:
غلظت وزنی کانی پرتوزا مشخص می‌کند که از نظر وزنی، چه مقدار از سازند از کانی‌های پرتوزا تشکیل شده است.
چگالی:
چگالی نسبت جرم به حجم هر ماده است.

چاه نگاری

۱- نگار(logg):
نگار ابزاری است که اطلاعاتی درباره‌ی تغییرات خواص فیزیکی سازندهایی که چاه‌ آن‌ها را قطع کرده و همچنین سیال (همچون نفت، گاز و آب) موجود در آن‌ها را در اختیار مهندسین نفت قرار می‌دهد. هر لاگ شعاع بررسی مشخصی دارد.

۲- لوازم و وسائل مورد نیاز در چاه‌نگاری:
مجموعه تجهیزات چاه‌نگاری از یک سوند(sound) و کامیون یا اتاقکی که تجهیزات الکترونیکی مرتبط با سوندها در درون آن جای می‌گیرد، تشکیل می‌شود.
پارامتر‌های فیزیکی مورد بررسی در هرنوع عملیات چاه‌پیمایی، از طریق سوند‌ها به سطح زمین انتقال داده می‌شود. سوند‌ محفظه‌ی استوانه‌ای شکلی است که فرستنده و در بعضی موارد گیرنده‌ امواج نیز درون آن قرار می‌گیرند. سوند به کمک کابل های ویژه‌ای به درون چاه فرستاده می شود. کابل‌ روی قرقره‌ای می‌چرخد که همراه لوزام دیگر کنترل کننده و تجهیزات الکترونیکی مورد نیاز در هر نوع عملیات چا‌هنگاری در کامیون آزمایشگاهی یا اطاقک ثابتی جای می‌گیرد.

کاربرد چاه نگاری و اهمیت آن در اکتشاف و مطالعه مخازن نفت و گاز
اطلاعات یک مخزن نفتی یا گازی از شیوه‌ههای مختلفی به دست می‌آید. یکی از این شیوه‌ها نمونه گیری یا مغزه گیری از سنگ مخزن است. نمونه‌گیری از یک سازند ابتدا از برون زد (out crops) آن سازند (قسمتی از سازند که در سطح زمین قابل رویت است و از زیر زمین بیرون آمده است) آغاز می‌شود، اما در زیر سطح زمین یعنی در چاه‌های نفت، نمونه‌گیری با گرفتن مغزه (Coring) (دستگاهی را به درون چاه می‌فرستند و یک مغزه استوانه‌ای شکل از آن سازند مورد نظر کنده و به سطح می‌آورند) و یا با استفاده از کنده‌های حاصل از حفاری (Cutting) انجام می شود.
اهمیت گرفتن لاگ از این جهت قابل توجه است که می‌تواند اطلاعات حاصل از نمونه گیری و مغزه گیری را تکمیل کند. لاگ یک فناوری مهم بررسی تکمیلی برای تکمیل اطلاعات حاصل از چاه محسوب می‌شود که بدون آن هرگز مطالعاتی که تحت عنوان مطالعات جامع مخزنی برای شبیه‌سازی مخزن انجام می‌گیرد نمی‌تواند ضریب اطمینان قابل قبولی داشته باشد.
البته ممکن است این پرسش مطرح شود که اگر می‌توان به طور پیوسته از تمام سازندهای موجود یک چاه مغزه گیری شود، در این صورت اطلاعات چاه نگاری، چه نقشی می‌تواند در مطالعات اکتشافی داشته باشد؛ چرا که در این صورت زمین شناس و مهندس مخزن می‌تواند تمام اطلاعات مورد نیاز خود را از راه آزمایش مغزه به‌دست آورد. اما مسائل و مشکلاتی در این زمینه وجود دارد که انجام عملیات چاه‌نگاری را گریزناپذیر می‌کند:

الف) پیوستگی اطلاعات چاه نگاری: به وسیله عملیات چاه نگاری می‌توان به صورت پیوسته از سازند‌ها اطلاعات گرفت، در حالی که مغزه از تمام سازند‌های چاه گرفته نمی‌شود، بلکه تنها از برخی از نقاط چاه مغزه گرفته می‌شود.
ب) داده‌های لاگ به طور مستقیم برای نرم افزار تحلیل اطلاعات لاگ قابل استفاده است، در حالی که مغزه گیری به خودی خود اطلاعاتی به دست نمی‌دهد، بلکه ابتدا باید روی مغزه‌ها آزمایشاتی صورت گیرد، پس از آن اطلاعات به دست آمده برای تحلیل به نرم افزار وارد شود.
به این ترتیب می‌توان به راحتی دریافت که تنها تکیه بر اطلاعات حاصل از مغزه‌ها و نادیده‌ گرفتن اطلاعات چاه‌نگاری از نظر اقتصادی و دقت علمی، منطقی نیست. علاوه بر آن به دلایل تکنیکی، از آن‌جایی که امکان شکستن، یا ریزش مغزه به داخل چاه وجود دارد، همیشه مغزه‌گیری از چاه در اندازه‌ی مورد نظر امکان‌پذیر نیست.
آن‌چه که گفته شد برخی از مهمترین دلایلی بودند که باعث شدند در ۵۰ سال گذشته تکنیک‌های بررسی تکمیلی برای رفع تنگناهای موجود گسترش پیدا کنند.
بررسی‌های چاه‌نگاری یکی ازمهمترین این تکنیک‌هاست. در سال‌های گذشته انواع نگارها با کارایی‌های مختلف و نیز روش‌های جدید تفسیر به طور روز افزونی گسترش یافته‌اند. نگارها به تعبیری نقش چشم‌ زمین شناس را پیدا کردند. چشمی که کامل نیست، اما نابینا هم نیست. این دستگاه‌ها برای مهندسین مخزن جایگاه ویژه‌ای احراز کرده و نقش مهمی در تکمیل اطلاعات حاصل از مخزن و کاهش هزینه‌های کسب اطلاعات ایفا می‌کنند.
دسبراندز در سال ۱۹۸۶ طی بررسی‌هایی که انجام داد، هزینه ثبت چاه‌نگاری را در یک چاه باز برابر ۲ درصد هزینه‌ی کل چاه برآورد کرده است‌، این در حالی‌ست که اطلاعات حاصل از این داده‌ها هزینه‌ای در حدود پنجاه تا شصت برابر کمتر را در مقایسه با مغزه گیری نشان می‌دهد. این تفاوت اهمیت اقتصادی چاه‌نگاری را به‌خوبی نشان می‌دهد.
اولین مطالعات چاه‌نگاری منسوب به مارسل و کنواد شلومبوژه است که برای اولین بار در محلی بنام «شل برن» فرانسه، مقاومت ویژه طبقات را اندازه‌گیری و تحت عنوان «مغزه‌گیری الکتریکی» ارائه دادند، به دنبال آن، پیشرفت‌های علمی و تکنیکی باعث شد ثبت پارامترهای مختلف با دستگاه‌هایی که هر روز پیشرفته‌تر می‌شد امکان پذیر شود، استفاده کنندگان عمده این تکنیک‌های ژئوفیزیکی، مهندسین نفت هستند که از این اطلاعات برای بدست آوردن تخلخل و درجه اشباع نفت… سود می‌برند.
با این توضیحات به شرح ابزارهای مورد نیاز و انواع لاگ‌هایی می‌پردازیم و تا حدودی با آنها و کاربردهایی که دارند آشنا می‌شویم:

انواع نگار‌ها

«نگار‌های اندازه‌گیری مقاومت ویژه الکتریکی»

مقاومت ویژه الکتریکی، با استفاده از روش‌های مختلفی اندازه‌گیری می‌شود، هریک از این روش ها دستگاه های ویژه‌ی خود را دارند. البته اساس کار همه‌ی آن‌ها یکسان است که در زیر توضیح داده می‌شود:
یک انتشار دهنده (الکترود یا پیچه) جریان الکتریکی را به درون سازند می‌فرستد. گیرنده که در فاصله مشخصی نسبت به چشمه انتشار جریان الکتریکی قرار دارد عکس‌العمل این جریان را در درون سازند ثبت می‌کند.

برمبنای بزرگی بازه، سوندهای مختلفی قابل ارائه می‌باشند:

دستگاه‌های بزرگ بازه‌ شامل:

این نگارها مقاومت ویژه‌ای، کم و بیش نزدیک به RT (مقاومت ویژه زون دست‌نخورده)را محاسبه می‌کنند.
هر چه شعاع بررسی سوند بزرگتر باشد، کمتر تحت تاثیر گل حفاری در زون رخنه قرار می‌گیرد.

دستگاه‌های کوچک بازه شامل:

با توجه به این که شعاع بررسی این نگار‌ها خیلی کم است، معمولاً این نگارها تنها امکان محاسبه‌ مقاومت ویژه‌ای، نزدیک به RXO را دارند (مقاومت ویژه محدوده‌ای که توسط گل حفاری فیلتره شده اشغال شده است).

سوند‌های بزرگ بازه :
دستگاه‌های کوچک بازه و بزرگ بازه هریک به انواع متمرکز و غیر متمرکز تقسیم می‌شوند. در دستگاه‌های متمرکز، جریانی که به درون سازند فرستاده می‌شود، در راستای مشخصی گسیل می‌شود، اما دردستگاه‌های غیر متمرکز جریان مسیر مشخصی ندارد و به صورت متمرکز وارد سازند نمی‌شود.

غیر متمرکز(بزرگ بازه) :
شیوه آرایش الکترود‌ها در دستگاه‌های بزرگ بازه به ۲ گونه نرمال و جانبی تقسیم می‌شود:

نرمال(Normal):

آرایش الکترودها:
در این روش الکترود گیرنده در نزدیکی الکترود فرستنده(جریان) در درون چاه قرار دارد.
بازه (AM) آرایش نرمال در دستگاه‌های شلومبرژه این گونه تعریف می‌شود:
۱/اگر بازه ۱۶اینچ(”AM=16) باشد به آن نرمال کوچک ‌بازه گویند‌.
۲/اگربازه ۶۴ اینچ(”AM=64) باشد به آن نرمال بزرگ ‌بازه گویند.
شعاع بررسی:
تقریبا ۲ برابر بازه سوند

جانبی یا انورس (Inverse):

آرایش الکترود‌ها:
در این آرایش الکترودها نسبت به نگار نرمال بسیار نزدیک به هم هستند
شعاع بررسی:
در روش (Inverse) شعاع بررسی تقریبا برابر با بازه سوند می‌باشد.

نکته:
در شرایط یکسان لاگ نرمال، شعاع بررسی بیشتری نسبت به لاگ انورس دارد.
همانطورکه گفته شد آنچه که در واقع دستگاه‌ لاگ اندازه‌گیری می‌کند مقاومت ظاهری محیط بررسی است و برای رسیدن به هدف بررسی یعنی Rt باید اثر بقیه پارامترها را حذف کنیم، این تصحیحات درلاگ‌های جانبی با نمودارهای تصحیح کننده انجام می‌شود و همچنین نمودارهای ساده‌تری هم به نام منحنی‌های تصحیح کننده ساده شده وجود دارد که در بازه‌های مشخص کابرد دارند.

ایرادات سوند‌های غیر متمرکز:
چاه‌نگاری مقاومت ویژه از طریق سوندهای غیر متمرکز که در پیش توضیح داده شد دارای معایبی است که در زیر به آن اشاره می‌شود:

متمرکز(بزرگ بازه) :

محدودیت‌های پیش گفته باعث شد که به تدریج با کنار گذاشتن دستگاه‌های غیر متمرکز از وسایلی استفاده شود که می‌توانند جریان‌های الکتریکی تزریقی را در امتدادهای مشخصی متمرکز کنند این دستگاه‌ها به ۲ دسته تقسیم می‌شوند:
الف) دستگاه‌هایی که از الکترود استفاده می‌کنند: لاترولاگ‌ (LL)‌ و نگارکروی کانونی (SFL)
ب) دستگاه‌هایی که از پیچه استفاده می‌کنند: سوند القایی (IL)

نگار لاترولاگ (Latero Log)
در این آرایش جریان را با الکترودهای محافظ به طور متمرکز داخل سازند مورد نظر می‌فرستند سیستم مورد استفاده در این سوندها به گونه‌ای است که جریان به صورت سفره‌ای از خطوط موازی و عمود بر محور سنگ، به سنگ واقع در جدار چاه وارد می‌شود.
جواب‌های حاصل از این دستگاه‌ها نسبت به سوندهای نرمال و جانبی بسیار کمتر تحت تاثیر گل حفاری و سازندهای مجاور است زیرا جریان به صورت متمرکز در ضخامت کمی از سازند اصلی وارد شده و در نتیجه جواب حاصل به واقعیت نزدیک است چندین دستگاه از این نوع وجود دارد:

الف) لاترولوگ ۳ (LL3):
این دستگاه‌ برای سازندهای رسانا کاربرد دارد.

ب) لاترولاگ ۷ (LL7):
LL7 نسبت به LL3 برای اندازه‌گیری سازندهایی با مقاومت بیشتر طراحی شده است.

ج) لاترولاگ ۸ (LL8):
این دستگاه مشابه لاترولاگ ۷ است با این تفاوت که بازه آن نسبت به لاترولاگ ۷ کوتاه‌تر است .

د) لاترولاگ‌ دو تایی (DLL):
این دستگاه دو لاگ با شعاع بررسی کم(LLs) و زیاد(LLd) را به دست می‌آورد.
شعاع بررسی :
با توجه به آنچه گفته شد بیشترین شعاع بررسی با استفاده از LLd و به دنبال آن LLs و LL7 که مشابه یکدیگرند بدست می‌آید. در شرایط یکسان مقدار حاصل LLd بیشتر به Rt نزدیک است دستگاه‌های دارای کمترین شعاع بررسی عبارتند از LLs و LL8 این دستگاه‌ها بیشتر تحت تاثیر مقاومت زون رخنه(RXO )هستند. معمولا دستگاه‌های LL3 و LL7 به صورت مجزا در چاه به کار گرفته می‌شوند، اما LLd و LLs به صورت همزمان در یک سوند به نام( DLL (Dual Latero Logاندازه‌گیری می شوند.

نگار( SFL(Spherical Focused Log :
این دستگاه‌ از آرایش‌های متمرکزجدید است که با آن اندازه‌گیری مقاومت ویژه، به خصوص در زونهای مقاوم و محکم را انجام می‌دهند این نگار کمتر تحت تاثیر چاه قرار می‌گیرد و قدرت جداسازی بهتری نبست به نرمال “۱۶ دارد.

نگارالقایی (I‌ L) :
در این دستگاه‌ یک نوسانگر جریان متناوبی با فرکانس بالا را در یک پیچه فرستنده، ایجاد می‌کند میدان الکترومغناطیسی متناوب حاصل، سبب گسیل جریان های هم محور با چاه می‌شود، جریان‌های مذکور به نوبه خود میدان‌های الکترومغناطیسی ایجاد می‌کنند، میدان کلی حاصل توسط یک پیچه گیرنده، آشکار سازی می‌شود.سیگنال های‌ ایجاد شده در آشکار ساز تابع رسانایی زمین‌های اطراف سوند است. یکی از انواع این لاگ‌ها DIL است که دو لاگ با شعاع بررسی کم و زیاد به دست می‌آورد.
شعاع بررسی:
قسمت‌ اعظم بررسی میدان الکترومغناطیسی از زونی که در فاصله‌ی بین L/4 تا L )L،همان بازه سوند است)قرار دارد به دست می‌آید و بطور خلاصه‌ و بنابر آنچه گفته شد می‌توان نتیجه گرفت که:
الف) سوندهای القایی، دستگاهایی هستند که برای اندازه‌گیری Rt از چاه‌هایی که توسط هوا، گل شیرین و یا گل همراه نفت حفر می‌شوند، و توسط لاگ‌های الکتریکی مقاومت الکتروددار قابل اندازه‌گیری نیستند، مناسبند.
ب)سوندهای القایی برای حالت‌هایی که گل بسیار شور است و یا مقاومت ویژه‌ زیاد باشد مناسب نیستند و خطای اندازه‌گیری زیادی دارند.
ج) اگر ضخامت لایه‌ها کم باشد سوند القایی امکان اندازه‌گیری دقیق مقاومت ویژه لایه‌ها را فراهم نمی‌سازد.

غیر متمرکز کوچک بازه:

نگار میکرولاگ (ML) :
این سوند شامل یک بالشتک کائوچوئی است که توسط یک سیستم قوی مناسب به قسمتی از جدار چاه‌ می‌چسبد و به این ترتیب بالشتک مستقیما روی سازند مورد بررسی قرار می‌گیرد. دستگاه‌ میکرولاگ به طور همزمان از یک آرایش میکرو نرمال(”۲) و یک آرایش میکرو انورس (”۱×”۱) تشکیل شده است.
شعاع بررسی
در صورت ضخیم بودن گل کبره اثر آن بر اندازه‌گیری قابل توجه خواهد بود. اما از آنجایی که دستگاه‌ مذکور ۲ نگار (میکرونرمال و میکروانورس) را بدست می‌دهد با شناخت ضخامت گل‌ کبره و مقاومت آن می‌توان مقاومت ویژه زون شسته شده (RXO) را بدست آورد.

متمرکز کوچک بازه:

میکرو لاترولاک (MLL) :
این دستگاه کاملا مشابه لاتروگ ۷ است که روی یک بالشتک کائوچوئی و توسط فنر به دیواره چاه می‌چسبد . جداسازی قائم آن معادل ۱/۷ اینچ است همانطور که گفته شد شعاع بررسی این دستگاه کوچک است به طوری که اگر رخنه با گسترش کافی وجود داشته باشد زون دست نخورده تاثیری در اندازه‌گیری نخواهد داشت.

نگار پراکسی میتی (Proximity log) :
اصول کار این دستگاه نزدیک به لاترولاگ ۳ است ولی الکترودهای آن مستطیلی شکل و هم مرکزاست. تاثیر گل کبره بر این دستگاه‌ نسبت به دستگاه‌های دیگر(MLL) کاهش می‌یابد، بنابراین تأثیر فیلترای گل حفاری روی آن بیشتر است، البته به دلیل شعاع بررسی بزرگتر،تاثیر Rt روی آن افزایش می‌یابد.

نگار ریز آرایش کروی کانونی (MSFL) :
سوند مذکور مشابه‌ آرایش SFL است اما اکترودهای آن روی بالشتک قرار داشته و به دیواره چاه می چسبند. این سوند دارای ۲ مزیت است:
الف) توانایی تلفیق با سایر دستگاه‌ها مانند DLL و DIL را دارد که به این ترتیب می‌توان در زمان اندازه‌گیری و ثبت ، صرفه‌جویی کرد.
ب) به دست‌ دادن مقداری نزدیک به Rxo حتی با وجود گل کبره ضخیم و رخنه ضعیف.
شعاع بررسی:
شعاع بررسی این دستگاه بین M LL وproximity log) PL)است.

نگار پتانسیل خود زا (SP) :
برای اولین بار در سال ۱۲۲۸ شلومبرژه پدیده پتانسیل خود زا را در درون چاه‌ها کشف کرد. بین الکترود ثابت واقع در سطح والکترود دیگری که در چاه جابه‌جا می‌شود، یک اختلاف پتانسیل الکتریکی خود بخودی و طبیعی وجود دارد. این پتانسیل که از سازندی به سازند دیگر متفاوت است، دارای تغییراتی در حدود چند ده یا چند صد میلی ولت است.
در نمودارهای حاصل از این لاگ‌ ،مقدار sp حاصل از رس را به عنوان پتانسیل صفر در نظر می‌گیرند و مقدار جابجایی منحنی را در زون‌های دیگر نسبت به خطی به نام «خط مبنای شیل یا رس» که همان صفر است می‌سنجند.

کاربردها :
به دنبال بررسی پارامترهای زمین که موثر بر اندازه‌گیری sp است، می‌توان گفت که منحنی sp در موارد زیر کاربرد دارد:

«چاه نگاری هسته‌ای»

در چارچوب چاه‌نگاری هسته‌ای می‌توان از اندازه‌گیری‌های زیر نام برد:
۱- نگار اندازه‌گیری پرتو زایی گامای طبیعی (چاه‌نگاری‌GR (پرتوی گاما))

۱- نگار اندازه‌گیری پرتوزایی گامای طبیعی (چاه‌نگاری GR(پرتوی گاما))

بعضی مواد و سازند‌ها دارای پرتوزایی طبیعی هستند.
کانی‌ها و سنگ‌های پرتوزا عبارتند از:

اندازه‌گیری پرتوزایی گاما:
پرتوزایی گاما طبیعی به کمک دستگاه‌هایی مانند «شمارشگر گایگر مولر» و «اطاق یونیزاسیون» اندازه‌گیری می شود، اما شمارشگر «سوسوزن»، به دلیل بازده بیشتر،ابعاد کوچکتر و قدرت جداسازی قائم بهتر، بر دو دستگاه‌ دیگر برتری دارد. پاسخ حاصل از هر دستگاه‌ تابعی از غلظت وزنی کانی پرتوزا در سازند و نیز چگالی آن است.

کاربردها :
اندازه‌گیری پرتوزایی گامای طبیعی به طور عمده در موارد زیر انجام می‌شود:

۲- نگار طیف سنجی پرتوزایی گامای طبیعی

میزان انرژی پرتوی گامای هر کانی‌ی پرتوزا با عناصر دیگر متفاوت است. در واقع انرژی پرتوی گامای ساطع شده از عناصر مختلف، طیف متغیری دارد. در این صورت مقدار انرژی پرتوی گاما می‌تواند مشخص کننده کانی‌ای باشند که این پرتو را ایجاد می‌کند. بنابراین اگر فناوری چاه‌نگاری توانایی آن را داشته باشد که طیف انرژی پرتوی گاما را مشخص کند، می‌تواند عنصری که این پرتو از آن ساطع شده است را نیز مشخص کند.

در نگاری که پیش از این توضیح داده شد (چاه‌نگاری پرتوزایی  گامای طبیعی)، پرتوزایی کلی گامای طبیعی حاصل از سازند اندازه‌گیری و ثبت می‌شود. این نوع چاه نگاری تنها مشخص می‌کند که سازند دربردارنده چه اندازه از کانی‌های سنگین و پرتوزا هست. اما توانایی تشخیص جنس کانی ها‌ی پرتوزا را ندارد. در حالی که نگار «طیف سنجی پرتوزایی گامای طبیعی»، دقیقاً طیف انرژی پرتوی گاما و در نتیجه جنس کانی‌ای که این طیف پرتوی گاما را تولید کرده است نیز مشخص می‌کند. همانطور که توضیح داده شد، پرتوزایی (گامای طبیعی) وابسته به سه عنصر پرتوزای پتاسیم و توریوم و اورانیوم و یا عناصر پرتوزای حاصل از آن‌ها است.

کاربردها

۳- چگاه‌نگاری نوترون

در این روش سازند را از طریق یک چشمه ساطع کننده نوترون‌ بمباران می‌کنند. زمانی که سازند با نوترون‌های سریع بمباران می‌شود چندین نوع برهم‌کنش بین نوترون‌ها و هسته‌ اتمی مواد می‌تواند رخ دهد. در اثر برهم‌کنش‌های مختلف ۳ مرحله افت انرژی حاصل می‌شود، در نتیجه هر نوع برهم‌کنش، می‌تواند موضوع یک روش اندازه‌گیری در بررسی‌های چاه‌نگاری باشد.
۱- در مرحله اول افت انرژی ، انرژی  نوترون به بین ۱/۰تا ۱۰۰ الکترون ولت افت می ‌کند که به این نوترون‌ها ، نوترون‌های اپی‌ترمیک گویند.
۲- در مرحله بعدی افت انرژی، انرژی نوترون به بین ۱/۰ تا ۰۲۵/۰ الکترون ولت افت می‌کند که به آن‌ها نوترون‌های ترمیک گویند.
۳- در مرحله آخر نوترون‌ها گیر افتاده و اصطلاحا به دام می‌افتند و در این مرحله پرتوی گاما ساطع می‌شود). انواع روش‌های چاه‌نگاری نوترون عبارتند از:

چاه‌نگاری نوترون – گاما:
چنان‌که توضیح داده شد در مرحله سوم افت انرژی نوترون، نوترون‌ها به دام می‌افتند و پرتوی گاما ساطع می‌شود. در این روش، مقدار پرتوهای گامای حاصل از به دام افتادن نوترون‌ها توسط سازند را اندازه‌ می‌گیرند. از آن جایی که هیدروژن بیشترین مقطع گیر اندازی نوترون را دارد، هر چه تعداد نوترون بیشتری به دام بیافتد، نشان‌دهنده‌ی آن‌ است که سازند دارای هیدروژن بیشتری و بالطبع دارای آب یا نفت است.

چاه‌نگاری نوترون- نوترون ترمیک:
در این روش تعداد نوترون‌های ترمیک اندازه‌گیری می‌شود. بنابراین در مرحله‌ی قبل از گیراندازی نوترون‌ها، این اندازه گیری انجام می‌گیرد.

چاه‌نگاری نوترون- نوترون اپی ترمیک
در این روش تعداد نوترون‌های اپی ترمیک اندازه‌گیری ‌ می‌شود. بنابراین در مرحله قبل از تشکیل نوترونهای ترمیک این اندازه گیری انجام می‌شود.

دستگاه‌ های نوترون شامل:
الف) GNT: این دستگاه‌ به طور هم‌زمان نوترون‌های ترمیک و پرتوهای گاما را اندازه‌گیری می‌کند و واحد مورد استفاده در آن API است.
ب) SNP: این دستگاه‌ نوترون‌های اپی‌ترمیک را اندازه‌گیری می‌کند. چشمه و آشکارسازی روی بالشتکی سوار شده و به دیواره چاه می‌چسبد.
ج) CNL: نوع A این دستگاه نوترون‌های ترمیک و نوع G آن نوترون‌های ترمیک و اپی‌ترمیک را به طور هم‌زمان دریافت می‌کند.
دستگاه‌ (CNL-A) برای کاهش اثر چاه از ۲ آشکارساز استفاده می‌کند. نسبت و رابطه شمارش ۲ آشکار ساز با یکدیگر به وسیله نرم افزار و دستگاه‌هایی که در سرچاه قرار دارد، مستقیما به واحد تخلخل یا شاخص  هیدروژن(مقدار هیدروژن موجود در ترکیب  سنگ و سیال موجود در آن) تبدیل می‌شود.

کاربردها
به طور فهرست‌وار کاربردهای اندازه‌گیری شاخص هیدروژن عبارتند از:

۴- چاه‌نگاری کلرین

کاربرد این دستگاه‌ در تعیین فصل مشترک نفت و آب و ارزیابی درجه شوری آب سازندی واقع در پشت لوله جداری است. اساس تعیین فصل مشترک سیالات تفاوت در میزان شوری سیالات است.

۵- چاه‌نگاری: گاما‌- گاما یا چگالی

در این روش سازند، تحت تاثیر پرتوهای گامایی که از یک منبع خاص منتشر می‌شود قرار می‌گیرد.
۱- به کمک‌ نگار«چگالی» می‌توان تخلخل را با شناخت چگالی خمیره(بخش جامد سنگ) و سیال موجود به طور مستقیم یا با همراهی روش نوترون محاسبه کرد. (به این ترتیب که هرچه تخلخل بیشتر باشد، چگالی کمتر است البته جنس سنگ و دیگر پارامتر ها هم تاثیر گذار هستند).
۲- نگار «چگالی» به طور مستقیم در تعیین لیتولوژی سازندهای غیر متخلخل و یا از طریق همراهی با سایر روش‌ها در بررسی مخزن‌های متخلخل می‌تواند مورد استفاده قرار گیرد.
۳- مطالعه‌ی تغییر و تحول چگالی‌ رس‌ها و یا ماسه‌ها بر حسب عمق در بررسی تغییرات‌ تراکم مواد مذکور می‌تواند بکار رود.
۴- با مقایسه پاسخ‌های حاصل از روش نوترون و چگالی وبا کمک لاگ های  مقاومت ویژه می توان به شناسایی سریع سیالات موجود در مخزن‌ها و همچنین تعیین حدود زون‌های تماس گاز- نفت ، گاز- آب و نفت - آب دست یافت.

«چاه نگاری صوتی»

به کمک یک مولد که در سطح قرار دارد قطار موجی با فرکانس مشخص انتشار می‌یابد مدت زمان برنامه مذکور بسیار کوتاه است ولی چندین بار در ثانیه تکرار می‌شود. این نگار با محاسبه سرعت و یا دامنه صوت به بررسی ویژگی‌های سنگ و سیال می‌پردازد.

الف)‌ اندازه‌گیری سرعت صوت:

کاربردها
اندازه‌گیری زمان انتشار امواج صوتی عمدتاً در تعیین تخلخل مخزن‌ها بکار می‌رود. اما بایستی توجه داشت که تاثیر پارامترهای مختلف بر اندازه‌گیری و در نتیجه مشکلات تفسیر از یک سو و ابداع دستگاه‌های هسته‌ای مدرن از سوی دیگر از نقش‌ چاه‌نگاری صوتی در این مورد کاسته است.
- از این بررسی‌ها در تعیین تخلخل، به خصوص زمانی که اندازه‌گیری حساسیت زیادی نسبت به تغییرات قطر چاه نداشته باشد و نیز برای تعیین تخلخل ثانویه در منابع کربناته به طور سیستماتیک استفاده می‌شود.
توضیح:
تخلل به دو دسته اولیه و ثانویه تقسیم بندی می‌شود، تخلخل اولیه به خلل و فرجی گفته می‌شود که در هنگام رسوب ‌گذاری در سنگ ایجاد می‌شود، اما تخلخل ثانویه بعد از رسوب‌گذاری در اثر فعالیت‌های تکتونیکی(حرکت صفحه‌های زمین نسبت به یکدیگر)، فعالیت موجودات زنده، حل شدن بخشی از سنگ…. در سنگ ایجاد می‌شود.
- اندازه‌گیری‌های صوتی به خصوص همراه با لاگ های نوترون و چگالی می‌تواند در تعیین لیتولوژی به کار رود.
- از آن‌جا که این اندازه‌گیری‌ها حساسیت‌ زیادی نسبت تغییرات قطر چاه ندارد می‌توان از‌ آن برای بررسی تراکم سازندهای رسی- ماسه‌ای استفاده کرد.
- از مقایسه اندازه‌گیری‌های صوتی با نگارهای دیگر (نوترون- چگالی- مقاومت ویژه) می‌توان سیال‌های موجود در سازند را تفکیک کرد.
- نظر به قدرت خوب جداسازی قائم چاه‌نگاری صوتی، از این مطالعات می‌توان برای تعیین ضخامت لایه‌ها استفاده کرد.

ب) اندازه‌گیری تضعیف دامنه‌ امواج صوتی [نگار چگالی متغیر (VDL)]

- از کاربرد های این روش تشخیص شکستگی‌ها است .

«چاه نگاری الکترو مغناطیسی(EPT)»
اندازه‌گیری زمان انتشار و آهنگ تضعیف یک موج الکترومغناطیسی

در اغلب حالت‌ها به‌دلیل ترکیب غیرمغناطیسی سنگ‌ها، تراوایی مغناطیسی(امکان عبور امواج مغناطیسی) آن‌ها همانند هوا است، به طور معمول تغییرات این پارامترها به‌دلیل کوچک بودن قابل توجه نیست. این در حالی است که تراوایی مغناطیسی سیال کم‌تر از سنگ است.

رسانایی یا مقاومت ویژه الکتریکی(نارسانایی) از نظر ارزیابی درجه اشباع زون‌های متخلخل حاوی آب و هیدروکربور بیشترین توجه را به خود اختصاص داده است. اما در حالت‌هایی که آب سازند از درجه شوری پائینی برخودار است، تشخیص هیدروکربور از آب به وسیله پارامترهای رسانایی یا مقاومت ویژه، با مشکل روبرو می‌شود. در واقع نگار مقاومت ویژه امکان تشخیص آب‌های شیرین از هیدروکربور‌ها را ندارد.
اما در روش الکترو مغناطیسی، امکان تشیص آب شیرین نیز وجود دارد، بنابراین مستقل از درجه شوری آب، عمل می‌کند. برای تشخیص درجه‌ی شوری آب نیز می‌توان از لاگ‌های مقاومت الکتریکی استفاده کرد. بدین ترتیب با مقایسه‌ی نتایج نگار الکترو مغناطیسی با نتایج حاصل از دیگر نگارها، امکان تعیین درجه شوری در زون شسته و ارزیابی هیدروکربور جابجا شده  فراهم می شود.
EPT در یک سوند مشترک همراه با نگار‌های نوترون و چگالی به درون چاه فرستاده می‌شود.

کاربردها
لاگ EPT  در گل‌های شیرین و سازند هایی با درجه تخلخل متوسط تا زیاد دارای کاربرد موثری است. در صورتی که عملیات چاه نگاری درست انجام گیرد، از این اندازه‌گیری‌ها می‌توان برای موارد زیر استفاده کرد:

«چاه نگاری دما‌سنجی»

دمای سازند با افزایش عمق زیاد می شود، این آهنگ افزایش دما بر حسب عمق، شیب زمین گرمایی یا گرادیان(Gradient) زمین‌گرمایی نامیده می‌شود. در واقع گرادیان زمین گرمایی مشخص می‌کند به ازای افزایش عمق چه میزان به دما افزوده می‌شود. این گرادیان برحسب محل جغرافیایی و رسانندگی گرمایی سازندها تغییر می‌کند. گرادیان‌ها معمولا در سازندها با رسانایی کم زیاد است اما از طرف دیگر تعادل حرارتی در نزدیکی چاه بر اثر گردش گل مغشوش می‌شود و یک تبادل گرمایی بین گل و سازند انجام می‌شود. این تبادل گرمایی بین گل و سنگ که دارای اثر مشخصی است باعث می‌شود، نمایش یا پروفیل(Profile) دما در چاه با پروفیل زمین گرمایی اولیه تفاوت زیادی داشته باشد. به همین دلیل در قسمت کف چاه با گذشت زمان از قطع گردش گل، دمای کف چاه به سمت دمای اولیه افزایش ‌یابد.

کاربردها
الف) در چاه‌های باز (بدون لوله جداری):
در برخی از چاه‌ها که سنگ مخزن آن ها استحکام لازم را داشته باشد(Stable) و نبود لوله جداری مشکلی در بهره‌برداری و نگهداری چاه نداشته باشد، مخزن را بدون لوله جداری مورد بهره‌برداری قرار می‌دهند که به این چاه‌ها چاه‌های باز می‌گویند.
اندازه‌گیری دما امکان تعیین نظام زمین گرمایی کنونی را فراهم می‌سازد که شناخت آن در مسائل مختلف می‌تواند مورد استفاده قرار گیرد. با استفاده از این بررسی‌ها می‌توان دمای متوسط هر چاه یا هر زون را مشخص کرد.
تعادل حرارتی که با حفر چاه بر هم خورده است، دیر یا زود برحسب رسانندگی حرارتی سنگ‌ها دوباره به حالت عادی نزدیک می‌شود در این حالت با استفاده از تغییرات دما می‌توان واحدهای لیتوگرافی و به تعبیری مرز‌های لایه‌های سنگی مختلف را مشخص کرد، به این ترتیب می‌توان ورود به رس‌های تحت فشار را تشخیص داد. باید توجه کرد که رسیدن مته حفاری به رس‌های تحت فشار، امکان فوران چاه را دربردارد، که باید به وسیله گل حفاری آن را کنترل کرد. همچنین می‌توان زون‌های فرار گل را که با افزایش دما و یا برعکس ورود سیالات(به خصوص گاز) که با کاهش دما همراه است تشخیص داد.

ب) چاه پوشش دار( دارای لوله جداری):
کاربرد اصلی دماسنجی در چاه‌های پوشش دار به طور عمده در چاه‌نگاری بهره‌برداری است:

«نگار شیب سنجی»
( اندازه‌گیری‌ شیب )

این نگار از انواع نگارهای الکتریکی است. هدف این چاه‌نگاری تعیین زاویه شیب و سمت صفحاتی است که چاه آنها را قطع می‌کند منظور از صفحات می‌تواند هر یک از موارد زیر باشد.
الف) مرز طبقات ولایه‌های زمین شناسی

ب) شکستگی‌ باز یا بسته در سازند‌ها

ج) سطح فرسایشی (سطحی که در اثر عوامل فرسایشی مانند آب، باد و… دچار فرسایش شده‌است).

«نگار تصویر ساز»

امروزه تکنیک‌های زیادی برای به تصویرکشیدن چاه‌های نفت و گاز بکارمی‌رود. نگار‌های تصویرساز از تکنیک‌های بسیار کارآمد برای بدست آوردن تصویرهایی از شکاف‌ها در دیواره چاه‌  است. باتوجه به منبع مورداستفاده‌ ، این لاگ‌ها به ۲ نوع تقسیم بندی می‌شوند:
۱-(ATV (Acoustic TeleViewer: که دارای منبع صوتی است.
۲-(FMI (Formation Micro Imaging و ( FMS (Formation Micro Scaling : دارای منبع الکتریکی ست و با استفاده از تغییرات مقاومت ویژه الکتریکی ، شکاف‌های داخل چاه را شناسایی می‌کند.
هر یک ازاین دستگاه‌ها برای مواردی کاربرد دارند به عنوان نمونه اگر گل حفاری، پایه روغنی باشد یا گلی باشد که رسانندگی خوبی نداشته باشد از لاگ ATV استفاده می‌شود .
دستگاه‌ دیگری به نام Acoustic television وجود  دارد که از دیواره‌ی چاه تصویربرداری می‌کند اما اگر گل ما شفاف نباشد نمی‌تواند بخوبی این عمل را انجام دهد در ضمن این دستگاه محدوده‌ی عمقی برای استفاده دارد و دراعماق زیاد باتوجه به افزایش زیاد دما و فشار قابل استفاده نیست. اما اگر شرایط برای استفاده این نگار تصویربردار در داخل چاه فراهم باشد اطلاعات دقیق‌تری درباره شکستگی‌ها نسبت به ‌ATV و سایر لاگ‌ها دراختیار قرارمی‌دهد.

«تکنیک‌های جدید چاه‌نگاری»

در شرکت‌های بزرگ نفتی تکنیک‌های جدیدی که برای لاگ‌های بهره‌برداری استفاده می‌شوند شامل:

۱ -Combinable production Logging Tools
این نوع لاگ‌ نمایشی (Profile) برای تولید در چاه‌های تولیدی دراختیار قرار می‌دهد و اطلاعاتی شامل دبی جریان (flow rate) و چگالی سیال  (fluid density) موجود در سازند ها و دما و فشار در جا را در اختیار قرار می‌دهد؛ همچنین لاگ‌ قطر سنجی (Caliper log) که شامل ۳ بالشتک است و به دیواره چاه می چسبد نیز می‌تواند همراه این وسیله به درون چاه بدون لوله جداری فرستاده شود. از دیگر کاربردهای این دستگاه‌ این است که می‌تواند نمایش (profile) تزریق سیالات را در چاه‌های تزریقی (به منظور ازدیاد برداشت نفت) نشان دهد. همچنین از وضعیت وجود کانال‌ها و حفره‌ها درسیمان پشت لوله‌های جداری خبر می‌دهد.

۲-Flow scanner
این لاگ‌ برای چاه‌های با انحراف مختلف استفاده می‌شود. دستگاه‌هایی که قبلا وجود داشت برای چاه‌های نزدیک به عمود (vertical well) یا چاه‌هایی که انحراف خیلی کمی داشتند استفاده می‌شد، اما این دستگاه‌ در چاه‌ با انحرافات مختلف می‌تواند تجزیه و تحلیل سیال‌ داخل سازند را انجام دهد و هر نوع فاز (جامد- مایع- گاز) را تشخیص دهد. این دستگاه‌ براساس تغییر سرعت امواج داخل سیالات و تاثیر آن روی دامنه (amplitude)امواج می‌تواند سیالات مختلف را برای چاه‌های مختلف با انحراف مختلف (از چاه‌های عمودی تا چاه‌هایی با انحراف بالا) شناسایی کند.

۳- (Multi-Isotope spectroscopy Tool) MIST
این نوع لاگ‌ به وسیله اشعه گاما کار می‌کند که میان ایزوتوپ‌های مختلفی که اشعه گاما را جذب و حذف می‌کنند تبعیض می‌گذارد و آن ها را از هم جدا می‌کند تا تجزیه و تحلیل درستی از شبیه‌سازی چند مرحله‌ای در محل چاه فراهم آید. دراین دستگاه‌ انرژی اشعه‌ی گاما از طریق ۱۶ دریچه انرژی دریافت می‌شود. نمایش‌ها و انرژی‌ها به‌وسیله‌ کامپیوتر د کنار یکدیگر قرار می‌گیرند و از آن‌ها برای مشخص کردن ایزوتوپ منشاء استفاده می‌شود. کاربرد مهم دیگر آن تخمین شکاف‌های سازند است.
۴- Phase velocity sonde) PVS
PVS یک لاگ تولیدی است که همراه با لاگ Resistivity saturation tools) RST) سرعت ۲ فاز جدا (آب و نفت) را در چاه‌های افقی و یا با انحراف زیاد اندازه می‌گیرد. به این ترتیب که یک نشانه (marker) شیمیایی را که مقطع گیراندازی نوترون ترمیک بالایی دارد و تنها در فاز مورد نظر( آب یا نفت‌) قابل حل است به درون چاه تزریق می‌کنند و مسیر پائین رفتن آن را توسط لاگ‌ RST مشخص می‌کنند.
لاگ‌ PVS جریان روبه بالا یا روبه پائین را می‌تواند اندازه گیری کند و این بستگی‌ به موقعیت آن (بالا یا پائین) نسبت به RST دارد. سرعت سیالات می‌تواند از طریق فاصله بین گیرنده و تزریق کننده و همچنین مدت زمان رسیدن از تزریق کننده به گیرنده اندازه‌گیری شود. این لاگ همچنین می‌تواند حجم سیالات مختلف را محاسبه کرده و جریان سیالات در شرایط مخزن را نیز شناسایی و با جریان سیالات مختلف در شرایط سطح زمین مقایسه کند.

۵- PL Flagship production Logging
سرویس تشخیص جریان داخل چاه : مجموعه واحدی است که برای تخمین چاه‌های افقی بکار می‌رود. جریان‌های لایه- لایه‌، جریان‌های رو به پایینی (down flow)، مخازن آب (water sumps)، تله‌های نفتی و گازی و جریان‌های سه فازی همه پدیده‌هایی هستند که در چاه‌های افقی مورد توجه هستند. لاگ‌های تصویر ساز از جمله ابزارهایی هستند که برای شناسایی رژیم جریان‌های چند فازی به آن‌ها نیاز داریم. هیچ تکنیکی به تنهایی نمی‌تواند یک اندازه‌گیری قوی در چاه‌های افقی به دست دهد و پیچیدگی‌هایی که وجود دارد مانند از کار افتادن پکرها (Packer)(ابزار‌هایی که برای نگه داشتن لوله بهره برداری درون چاه و جلوگیری از امتزاج سیالات سازندهای مختلف بکار می‌روند)، وجود قسمت‌های غیر سیمانی شده و همچنین جریان‌های داخل فضای حلقوی، به وسیله این لاگ قابل شناسایی هستند.

۶- Logging while fishing )LWF)
این روش هم زمان و هم هزینه را کم می‌کند و قابلیت انجام عملیات چاه‌نگاری را همراه باعملیات مانده‌یابی (fishing)  به ما می‌دهد.

تدوین:
محسن اطمینان

به گزارش نفت تایمز به نقل از روزنامه ایران، شبکه انتقال گازپروم روسیه یکی از بزرگترین شبکه های جهان به شمار می رود و این شبکه که گاز را از آسیا و سیبری به کشورهای مختلف اروپا انتقال می دهد، اکنون در تلاش است تا شبکه های جدیدی را بر دسترسی به کره جنوبی و چین ایجاد کند، زیرا این کشورها تقاضای زیادی برای گاز دارند.

در عین حال ترکیه کانال گازرسانی به اروپا به شمار می رود اروپایی که تشنه گاز طبیعی است، در پی افزایش تقاضای اروپا شبکه لوله های گازرسانی ترکیه توسعه یافت. در سال ۱۹۸۹ طول شبکه گازرسانی ترکیه ۸۵۰ کیلومتر بود که در سال ۲۰۰۵ به شش هزار کیلومتر رسید و در سال ۲۰۰۶ از ۷۶۰۰ کیلومتر تجاوز کرد. این افزایش اهمیت عملیات انتقال گاز با استفاده از لوله های انتقال دهنده را به خوبی نشان می دهد، اما در سال های اخیر تجارت گاز طبیعی رو به افزایش نهاده است.

اکثر ذخایر گاز طبیعی جهان و یا ۷۰ درصد از ذخایر در روسیه، قزاقستان، ترکمنستان، ایران، قطر، عربستان، دریای خزر، خلیج فارس و سیبری قرار دارند. اکثر اکتشاف های جدید گاز طبیعی در آسیا بوده و سهم جمهوری های شوروی سابق از دیگران بیشتر بوده است. در سال ۲۰۰۷ قزاقستان حدود ۳۵ تریلیون متر مکعب گاز کشف کرد و ذخایر گاز این کشور نسبت به سال ۲۰۰۶ ، ۵۴ درصد افزایش یافت، اما ترکمنستان در مدت اخیر ۲۹ تریلیون متر مکعب گاز کشف کرد که این امر باعث شد تا ذخایر آن ۴۱ درصد افزایش یابد. کشور چین ۲۷ تریلیون متر مکعب گاز کشف نمود و ذخایرش ۵۰ درصد افزایش یافت.

همچنین ۱۲ تریلیون متر مکعب گاز در آمریکا کشف شد که این مسئله باعث شد تا ذخایر این کشور ۶ درصد بیشتر شود. ارقام ذکر شده نشان می دهد که اکثر اکتشافات بزرگ گاز طبیعی در اماکن جغرافیایی خاص انجام شده است، بنابراین برای انتقال آنها به کشورهای مصرف کننده به تلاش های زیادی نیاز است، زیرا در بسیاری از حالات فاصله زیادی میان اماکن تولید و مصرف وجود دارد و کوه ها و اقیانوس های بزرگ در میان آنها واقع اند. مصرف جهانی گاز در سال ۲۰۰۵ به حدود ۹۸ تریلیون متر مکعب رسید و میزان گازی که مورد تجارت واقع شد ۱۴‎/۵ تریلیون دلار یعنی ۱۵ درصد بود که نصف آن گاز مایع (LNG) بود.

انتظار می رود تا سال ۲۰۱۵ میزان تجارت گاز مایع به حدود ۱۳ درصد از مجموع مصرف گاز طبیعی جهان برسد و این بدین معناست که میزان تجارت گاز مایع سالانه ۸ درصد افزایش خواهد داشت. به طور معمول این تجارت یا از طریق اقیانوس اطلس انجام خواهد شد که گاز طبیعی مایع را به آمریکا می رساند و یا این که از طریق اقیانوس آرام انجام می شود، جایی که گاز را به کره، ژاپن و برخی از کشورهای دیگر شرق آسیا انتقال می دهد.

در سال ۱۹۹۸ تعداد کشتی های حامل گاز مایع به ۱۰۰ فروند رسید،اما این رقم در آوریل ۲۰۰۶ از ۲۰۰ فراتر رفت و انتظار می رود تعداد کشتی های حامل گاز مایع تا پایان سال ۲۰۰۸ از ۳۰۰ فروند فراتر رود. گنجایش اکثر کشتی های فعلی حدود ۱۰۰ الی ۲۰۰ هزار متر مکعب یعنی حدود ۶۰ الی ۱۰۰ هزار تن گاز مایع است، اما اگر حجم گنجایش کشتی ها افزایش یابد، به ۲۵۰ الی ۳۰۰ هزار متر مکعب خواهد رسید. کشتی های مذکور گاز مایع را از قطر، مالزی، مصر، استرالیا، برونئی، اندونزی، الجزایر، نیجریه، لیبی، عمان و ترینیداد و توباگو به اروپا و آمریکا می رسانند. قیمت این کشتی ها به حجم گنجایش آنها بستگی دارد. معمولاً قیمت کشتی های حامل گاز مایع در حدود ۲۰۰ الی ۳۰۰ میلیون دلار است. عواملی همچون هزینه حمل و نقل گاز طبیعی، جغرافیا و مرزهای سیاسی کشورها از جمله عوامل اصلی تعیین کننده نوع وسیله ای هستند که برای حمل و نقل مورد استفاده قرار می گیرند. در اکتبر سال ۲۰۰۵ در مجله نفت و گاز طی گزارشی عنوان شد هرچقدر که گنجایش کشتی حامل گاز مایع بیشتر شود، هزینه های حمل و نقل کمتر می شود، بنابراین پس از آن ملاحظه شد که اقداماتی در راستای افزایش حجم کشتی ها صورت گرفت و گنجایش کشتی ها از ۱۴۵ هزار متر مکعب به ۲۵۰ هزار متر مکعب رسید. معمولاً سرعت کشتی های حامل گاز مایع از سایر کشتی های باری بیشتر است که این اقدام تلاش در راستای کاهش هزینه ها است. یکی از هزینه های حمل و نقل گاز مایع مربوط به پرداخت اجاره برای کشتی هاست، به طوری که اجاره یک فروند کشتی با ظرفیت ۱۴۵ هزار متر مکعب روزانه ۷۰ هزار دلار و با ظرفیت ۲۵۰ هزار متر مکعب ۱۰۰ هزار دلار است.
اجاره کشتی ۶۸ درصد از هزینه انتقال گاز مایع را به خود اختصاص می دهد، اما ۱۸ درصد هزینه ها به سوخت، ۳ درصد بیمه، ۵ درصد هزینه بنادر و ۶ درصد باقی مانده نیز به سایر موارد اختصاص می یابد. برای مثال اگر یک کشتی با ظرفیت ۲۵۰ هزار متر مکعب ۲۰ روز برای رسیدن به هدف لازم داشته باشد، هزینه ای در حدود ۳۰ میلیون دلار خواهد داشت.
هزینه های مربوط به حمل و نقل از جمله مواردی است که آینده صنعت گاز را مشخص می کند.

مقدمه
یکی از برنامه های کلیدی در توسعه هرمدیریتی،بی تردیدفرهنگ سازی و برنامه ریزی برای آینده است.ازسوی دیگر شرکتهای بزرگ و بنگاههای عظیم اقتصادی به دلیل چالشهای پیش روی صنعت و رقابتی شدن بازارجهانی نسبت به گذشته به تعداد بیشتری از مدیران نیازمند هستند.موضوع بازنشستگی هزاران مهندس صنعت نفت و گاز، بعنوان «از دست رفتن مغزها و استعدادها» یک تهدیدبرای بزرگترین صنعت کشورمان به حساب می آید.از طرفی با ورود به هزاره نوین،شرکتهای نفتی به منظور دست یابی به فناوریهای جدید و رسیدن به حداکثر سود اقتصادی به رقابتی شدید برای جذب نیروهای انسانی با یکدیگر پرداخته اند.در گزارشهای وزارت نفت آمده است،در بخش بالادستی نفت با توجه به استانداردهای قابل قبول برای سرمایه گذاری در خشکی و دریا برای ظرفیت سازی مورد نیاز، همچنین جبران افت ۷ درصد درسال، تا سال ۱۳۹۴ به بیش از ۷۰ میلیارد دلار سرمایه گذاری نیاز است و در بخش گاز تا سال ۱۳۹۴به حدود۷۰ میلیارد دلار سرمایه گذاری در بخش بالادستی،پایین دستی (خطوط و تأسیسات انتقال و توزیع) وتأسیسات فرآورش گازنیاز خواهد بود.این گزارش می افزاید،برای ظرفیت سازی اضافی پالایشی به میزان ۵/۱ میلیون بشکه در روز (برای پالایش میعانات گازی و نفت خام بسیار سنگین) و سایر سرمایه گذاریهای مرتبط و بهینه سازی پالایشگاه ها تا سال ۱۳۹۴ نیاز به حدود ۲۰ میلیارد دلار سرمایه گذاری خواهد بود و برای طرحهای بهینه سازی مصرف انرژی و سایر طرحهای لازم برای ساخت زیربناها، همچنین نوسازی تأسیسات موجود به میلیارد ها دلار سرمایه گذاری دیگر نیاز خواهد بود.به طور کلی سرمایه گذاری مورد نیاز در مجموعه صنعت نفت (تا سال ۱۳۹۴) به رقمی بیش از۱۵۰ میلیارد دلار می رسد. معاون وزیر نفت در امور منابع انسانى و مدیریت نیز می گوید:در برنامه چشم انداز ۲۰ ساله کشور، سرمایه گذارى در صنعت نفت به ۴۷۰ میلیارد دلار افزایش خواهد یافت.اما این حجم سرمایه گذاری که در تاریخ صنعت نفت کشورمان بی نظیر و استثنایی می باشد،جهت افزایش بهره وری،سود آوری بیشتر و هدایت صحیح آن نیاز به مدیرانی متخصص،کارآمدوآشنا به مسائل بین المللی دارد.در واقع پرورش مدیران آینده در شرکتهای بزرگ نفتی اهمیت فراوانی دارد و گرنه بازنشسته شدن مدیران کهنه کار و قرار گرفتن افراد فاقد مهارت های مدیریتی و صلاحیتهای لازم باعث افول این شرکتها می شود.

تعالی شرکت نفت در گروه مدیران آینده
صنعت نفت کشورمان مطابق با آمار و اطلاعاتی مندرج در سیستم جامع نیروی انسانی دارای مدیرانی با میانگین سنی ۵۱ سال می باشد که در این میان شرکتهای مستقل وابسته به وزارت نفت با میانگین سن تقریباً ۴۹ سال جوانترین و ستاد وزارت نفت با میانگین سنی ۵۲ سال مسن ترین مدیران صنعت نفت را دارا می باشند. با توجه به میانگین سنی بالا، تعدادزیادمدیران در شرف بازنشستگی و نیاز پروژهای مانند عسلویه که برای طرحهای قابل بهره برداری خود مستلزم تکمیل کادر مدیریتی قوی می باشند،پرورش مدیران آینده ضرورتی انکار ناپذیر می باشد.در این میان مدیران امروز بویژه در سطح ارشد،به منظور کشف استعدادها و پرورش و تربیت مدیران فردا نقشی اساسی برعهده دارند.در واقع نقش مهم مدیران فعلی در ایجاد فرهنگ جانشین پروری و شایسته سالاری و استعدادیابی در صنعت نفت به هیچ وجه قابل انکار واغماض نیست.از طرفی تجهیز وزارت نفت و شرکتهای وابسته به مراکز ارزیابی،بانک اطلاعاتی مدیران وتشکیل مرکز آموزش مدیریت صنعت نفت درارتقای سطح دانش،مهارت وقابلیتهای مدیران فعلی موثربوده وزمینه را برای سرمایه گذاری در پرورش مدیرانی که باید صنعت نفت را در سالهای آینده رهبری و مدیریت کنند،فراهم می سازد.شکی نیست که صنعت نفت کشورمان با داشتن ظرفیتهای بالای نفت،گازوپتروشیمی،راه بلند توسعه خود را تعامل و همکاری با شرکتهای بزرگ این صنعت می داند،بنابراین مدیرانی که در افقهای آتی این صنعت پرورش می یابند،بایدعلاوه بر رویارویی با چالشهای داخلی این صنعت،با مسائل بین المللی نیزآشنا باشند تابتوانند در یک فضای به شدت رقابتی در بازار بین المللی کفه سنگینترترازو را به سمت کشورمان متمایل کنند.

مراکز ارزیابی صنعت نفت (Assessment Centers Oil)
سال ۱۹۴۹،دانشگاه کالیفرنیا در آمریکا،کانون ارزیابی مدیران دولتی را دایر نمود. به دلیل اثبات نتایج حاصله، شرکت‌ جنرال الکتریک در سال ۱۹۷۲ و شرکتهای آی‌بی‌ام و سیرز در سال ۱۹۷۴ به ایجاد مراکز ارزیابی اقدام نمودند.در سالهای بعد روش مزبور با شتاب چشمگیری در سرتاسر جهان بکارگرفته شد، به طوری که در اواخر دهه ۱۹۷۰،اکثر شرکتهای نفتی مانند شل و اکسون موبیل از آن استفاده کردند.هم اکنون در اکثر شرکتهای بزرگ و معتبر جهان فرآیند مراکز ارزیابی برای انتخاب و توسعه مدیران و مشاوران کلیدی رایج می‌باشد.اما به دلیل رقابت فزآینده در عرصه صنعت نفت،پیچیدگیهای منحصر به فرد آن و نقش سرنوشت سازی که در اقتصاد کشورمان بازی می کند،اهمیت مدیران کارآمد ولایق را افزونتر نموده است و الگوی مدیریتی تازه‌ای را ‌طلب می کند.بنابراین مسولیت مراکز ارزیابی در صنعت نفت در مقایسه با سایر سازمانها وبنگاهای اقتصادی بسیار سنگینتر می باشد.اما مهمترین اقدامی که باید در مراکز ارزیابی انجام شود تعیین مدلی مناسب با استانداردهای بین المللی نفت وگاز می باشدکه قابلیتها ی اجرایی مورد نیاز طرح مدیران آینده را داشته باشد.اگر قرار است در شرکت نفت مدیریت استعدادها مورد اعتنا واقع شود، باید شرایطی که زمینه توسعه عدالت و شایسته سالاری را در شرکت فراهم می کند نیزدرنظر گرفته شود.این شرایط عبارتنداز:

- حمایت و هدایت مستمر مدیریت ارشد سازمان؛
- نگاه مثبت و خوشبینانه مدیران به منابع انسانی و قابلیتهای آنان؛
- تعداد بالای مدیران با تجربه و مُسن همراه با تعداد قابل قبول کارشناسان جوان و تحصیلکرده و طالب رشد؛
- گرایش جدی شرکت به شایسته سالاری و شایسته گزینی که در راهبردهای دولت نهم و بیانات رئیس محترم جمهوری هم توسعه عدالت و شایسته سالاری مورد تاکید است.این موضوع از بعد ملی بسیار مهم است.
اما روشهای ارزیابی در مراکز ارزیابی صنعت نفت از چه ویژگیهای باید برخوردارباشدو برای سنجش قابلیتهای مدیران آینده از چه روشهایی باید استفاده کرد؟
- استفاده از تمرینات شبیه سازی شده در مشاغل مدیریتی(ایفای نقش)؛
- استفاده از تمرینات متنوع و آزمونهای مختلف برای ارزیابی داوطلبان به ویژه آزمونهای روان سنجی (هوش و شخصیت و خلاقیت و رفتار اجتماعی) ؛
- استفاده از چند ارزیاب به جای یک ارزیاب برای مشاهده سیستماتیک رفتار فرد در موقعیت‌های مختلف ؛

بنــابراین در مراکز ارزیابی دنبال افرادی می گردیم که نزدیکترین و شایسته ترین فرد به مدل ما باشند،اما کمتر کسانی را پیدا می کنیم که قابلیتها را درحد ایده آل داشته باشند.شایدصحبتهای مدیر عامل شرکت جنرال الکتریک تائیدی برگفته های بالا باشد.جک ولش می گوید: وقتی فرآیند انتخاب مدیرعامل بعد از من مطرح شد، متخصصان کانونهای ارزیابی متعلق به منابع انسانی شرکت فهرست بلند بالایی از قابلیتها و شایستگیها را فراهم کرده ودرجلسه ای پیش من مطرح کردند و من هم براساس تجربه شخصی،چند قابلیت به آن فهرست اضافه کردم و درنهایت به مجموعه ای دوراز دسترس تبدیل شدکه به تعبیر ایشان حضرت مسیح هم نمی تواند ازآن قابلیتها و استانداردها عبور کند.در این صورت فعالیتی که بعداز اجرای مراکز ارزیابی ضرورت پیدا می کند این است که ما برنامه پرورش و آموزش داشته باشیم و بتوانیم براساس نتایج حاصل از مراکز ارزیابی،این شایستگیها را در افراد تکمیل کنیم.دراین میان مدیران امروز بویژه در سطح ارشد در به کارگیری مراکز ارزیابی با رویکردتوسعه مدارانه و آینده نگر به منظورکشف استعدادها و پرورش و تربیت مدیران فردا نقشی اساسی برعهده دارند.با بررسی برنامه های بیش از ۱۵مرکز پرورش مدیرمربوط به شرکتهای بزرگ نفتی به این نتیجه رسیده ایم که کاملترین آنها مربوط به شرکت گاز پروم روسیه می باشد که این شرکت معیارهای زیر را به عنوان شرایط احراز پستهای مدیریتی واحدهای عملیاتی و ستادی خود درحال وآینده به کار می بردکه این معیارها براساس مطالعه شغلهای مختلف انتخاب شده اندوبه صورت زیر می باشد:

- مهارت تجزیه و تحلیل؛
- دانش واطلاعات صنعت نفت وگاز؛
- آشنا با مسائل بین الملل صنعت نفت وگاز؛
- سازماندهی وبرنامه ریزی؛
- کنترل و نظارت؛
- مهارت ارتباطات شفاهی؛
- روابط انسانی؛
- قدرت نفوذ؛
- انعطاف پذیری؛
- اشتیاق و انرژی؛

بنابراین مراکز ارزیابی صنعت نفت بایدافرادرا براساس ضوابط واستانداردهای فوق ارزیابی کرده و به آنها گواهینـامه براساس سطح معلومات و مهارت و تجربه شان بدهند.در این صورت مراکز ارزیابی ضمن ضابطه مندکردن انتخاب مدیران آینده، نقش بــه ســزایی در امر پرورش مدیـران حال وآینده می توانند داشته باشند.سپس براساس نتایج مرحله ارزیابی و سوابق آموزشی ایشان،نیازهای آموزشی افراد انتخاب شده،استخراج و برای آنها دوره‌های آموزشی و پرورشی طراحی و راهکارهای شغلی آنها تعیین و پس از اتمام دوره‌های آموزشی و برنامه‌های پرورشی،افرادبه‌عنوان ذخیره سمتهای مدیریتی تعیین و در انتصابات آتی از آنها استفاده ‌شود.

آسیب شناسی طرح پرورش مدیران آینده
طرحی در اداره مدیریت توسعه وزارت نفت با عنوان «طرح پرورش مدیران جوان» در حال بررسی است این طرح که در سال ۱۳۸۶ و با توجه به نیاز مناطق عملیاتی به مدیرانپایه،تنظیم شده است. تمامی کارکنان رسمی صنعت نفت که حداقل مدرک کارشناسی، پایه شخصی حداقل ۱۴ و ارزشیابی«الف» در۲ سال آخر خدمت را دارند،تحت‌پوشش این طرحقرار می‌گیرند.از آنجا که هر حرکت سازمانی درحین اجراء با موانع و مشکلاتی مواجه می شود.در این قسمت با عنوان آسیب شناسی پرورش مدیران آینده به این موانع و مشکلات اشاره خواهیم کردو مقایسه ایی با طرح استخدام فارغ التحصیلان ممتاز دانشگاه در صنعت نفت خواهیم داشت.برخی از این موانع ومشکلات به صورت زیر خواهد بود:

- عدم انتخاب نیروها براساس شایسته گزینی و شایسته پروری؛
- ابزارهای ارزیابی ناموثر(به طور مثال عدم دسترسی به یک بانک اطلاعاتی مناسب که اطلاعات لازم در زمینه عملکرد واقعی افراد گزینش شده داشته باشد)
- فقدان مهارت و انگیزه لازم درمدیران ارشد شرکت نفت برای همراهی با این طرح؛
- فقدان امکانات آموزشی لازم پس از گزینش افراد؛
- عدم هماهنگی بین دروس تئوری وعملی در هنگام آموزش افراد گزینش شده؛
- عدم ثبات در ساختار و فرآیند های شرکت نفت ؛
- فقدان انگیزشهای مادی ومعنوی لازم برای افراد گزینش شده؛
- عدم برنامه ریزی صحیح برای طی کردن مسیر شغلی به موقع افراد گزینش شده؛
- فقدان بازخوردی مناسب ازعملکرد در حال بهبود افراد گزینش شده ؛
- عدم گردش شغلی مناسب،برای کارآموزان این طرح(با توجه به اینکه گردش شغلی مناسب باعث می شود کارآموزان این طرح وظیفه های مختلف مدیریتی را یاد بگیرندو آگاهیهای مدیریتی خود را افزایش دهند)

در سالهای گذشته طرحی در سطح وزارت نفت آغاز شد،تحت عنوان جذب فارغ التحصیلان ممتاز دانشگاهها که علی رغم اهداف بزرگی که مجریان این طرح دنبال می کردندو به موفقیتهای مقطعی نیز دست یافتند،اما پس از اجرای این طرح، به این دلیل که مسیر ارتقای شغلی این افراد با واقعیتهای زیر مجموعه وزارت نفت سازگاری لازم نداشت، در واقع جذب و پرورش این نیروهای مستعددانشگاهی برای سمتهای مدیریتی از سطوح پائین شرکت آغاز نشده بود،تنشهایی در شرکتهای زیر مجموعه وزارت نفت به وجود آورد.که گفته های وزیر نفت پیشین جناب آقای مهندس زنگنه در این باره که صادقانه اعتراف می کنم که در اجرای این طرح با مقاومتهای درون سازمانی مواجه شده ایم می تواند موید صحت مطالب پیش گفته باشد.که امیدواریم با آسیب شناسی صحیح و مناسب طرحهای مختلف پرورش مدیران از به وجود آمدن تنشهای احتمالی یا مقاومتهای درون سازمانی جلوگیری کند تا بازده این طرحها بیشتر و زمان به ثمر رسیدن آنها نیز کمتر شود.

نتیجه گیری وارائه یک پیشنهاد
اهمیت صنعت نفت ایران با بیش از ۱۰۰ سال سابقه فعالیت و اشتهار بین‌المللی، حائز مهمترین جایگاه در درآمدزایی کشور،نقش برجسته در ارتقای سطح کمی و کیفی مجموعه تولیدات مختلف و متنوع،بهبود کمی و کیفی مقوله اشتغال، رشد و رقابت‌پذیری اقلام عمده صادراتی،حفظ امنیت و حیات اقتصادی،اجتماعی، سیاسی و توسعه کشور بر کسی پوشیده نیست.بی‌شک بخش قابل توجهی از نیل به موفقیتهای موصوف نتیجه توان برنامه‌ریزی،سازماندهی و روابط درون و برون سازمانی می باشد که حاصل تلاش سخت و پی‌گیرکارشناسان ونیروی انسانی صنعت نفت کشورمان بوده است.لذا محیط کار و فعالیت صنعت نفت دارای ویژگیهای خاصی است که نه تنها عرصه را بر هیچ یک از سازمانهای دولتی و غیردولتی محدود ننموده بلکه به عنوان موتور توسعه کشور زمینه‌ساز موفقیت سایر بخشها است. لذا نحوه مدیریت دراین عرصه مهم واستراتژیک دارای اهمیت فراوانی است.از طرفی آنچه مسلم است حیات سازمانی هیچ یک از مدیران ابدی نبوده و تکیه محض بر مدیران کنونی مغایر آینده نگری و برنامه ریزی صحیح برای ادامه روندروبه رشدصنعت نفت کشورمان می باشد. بنابراین،مدیران علاقه مند به تعالی شرکت،بایستی پرورش مدیران آینده را در دستور کار خود قرار دهند.تردید نیست که تجهیز صنعت نفت کشورمان به مراکز ارزیابی منطبق با معیارهای صنعت نفت،بانک اطلاعاتی جامع وکامل درارتقای سطح دانش،مهارت و قابلیتهای مدیران موثر بوده و شرایط لازم را برای سرمایه گذاری و استفاده بهینه در پرورش مدیران آینده فراهم می سازد. از طرفی مهمترین روش برای پرورش مدیران آینده آموزش سیستمی و متناسب با نیاز به صورت تئوری و عملی درحین خدمت می باشد. بنانهادن ساختاری سنجیده درنظام پرورش مدیران و در سطح فراگیر همه مدیران حال و آینده،از اصول مبنایی برای پی ریزی موفقیت در مدیریت صنعت نفت کشورمان می باشدو برای میسر شدن این هدف توجه به دو بُعد دانش و تجربه به عنوان بازوان فعال یک مدیر در اداره امور اهمیت زیادی دارد. تاسیس بنیاد پرورش مدیران جوان مناسب با استانداردهای جهانی در صنعت نفت کشورمان که شرایط پیش گفته بالا را داشته باشد،می تواند یک رویکردی جامعتروجدید تربه طرح پرورش مدیران آینده داشته باشد.از طرفی بایددر این بنیاد،NGO های مدیریتی در زیرمجموعه های نفت ،گاز و پتروشیمی را فعال کرد تا تبادل تجربیات مدیریتی بین کارآموزان درشرکتهای مختلف ساده تر انجام شود.انتخاب استعدادهای مدیریتی برپایه استانداردها و شایستگیها، توجه جدی به ارزیابی و اندازه گیری،نقش موثر مدیران ارشد در جانشین پروری، ضرورت سرمایه گذاری برای پرورش مدیران آینده،تاسیس بنیاد پرورش مدیران جوان در کلاس جهانی،ازمهمترین مطالب گفته شده در این مقاله می باشد.در نهایت آنکه طرح پرورش مدیران حال و آینده کشورمان را باید کلید طلایی و رمز موفقیت صنعت نفت کشورمان در برابر شرکتهای بزرگ بین المللی قلمداد کرد.

مراجع:
۱- لئونارد کازمایر- اصول مدیریت، ترجمه اصغر زمردیان- آرمن مهروژان ، انتشارات مرکز آموزش مدیریت دولتی
۲- هرولد کونتز - سیریل اودانل - هانیز و بهریخ ، اصول مدیریت - ترجمه محمدعلی طوسی و سایرین - انتشارات مرکز آموزش مدیریت دولتی
۳- محمد،ماهاتیر؛ مالزی:راه آینده(چشم انداز ۲۰۲۰)؛برگردان: سید کمال طباطبائیان ؛انتشارات اندیشگاه شریف ؛۱۳۸۴/
۴- مصاحبه هما کبیری با مهندس عباس دفتری، مدیر کل توسعه مدیریت وزارت نفت،در ارتباط با طرح پرورش مدیران صنعت نفت، مشعل مهرماه ۱۳۸۶
۵- مراکزارزیابی ومدیریت جانشین پروری،ماهنامه علمی و آموزشی در زمینه مدیریت،مجله تدبیر،شماره ۱۴۵
۶- پرورش مدیران صنعت نفت جمهوری اسلامی ایران، صفر ابراهیمی،لاله صادقی،معاونت منابع انسانی و مدیریت وزارت نفت
۷- رضایی محسن؛چشم انداز بیست ساله ایران اسلامی؛www.rezaee.ir ؛۱۳۸۴-
۸_Taylor,Frank & Craig,Feredric;Assessment Center in Japan;Training and Development Journal;Vol.42;No.2;PP.54-56;1988
9-Voleberghs,Daniel;Preparing Managers for the Hi-Speed Company:the Case of Alcatel;Journal of Management Development;Vol.20;No.7;PP.624-628;2001.
10- www.shana.ir
11- www.pm- hr.com
12- www.gasprom.com
13-www.naftnews.net

اکبر ناظمی

کارشناس ارشدمهندسی برق
شرکت پالایش گاز فجرجم
nazemi @nigc-fajr.ir

ابتلای اقتصاد ایران به بیماری هلندی به سالهای آغازین قرن بیست و یک میلادی باز می گردد ولی اگر راهکارمناسبی برای ممانعت از پیشرفت این بیماری در جای جای اقتصاد کشور اندیشیده می شد هم اکنون اقتصاد چنین بیماری گسترده ای را تجربه نمی کرد.

تبعات بروز این بیماری در اقتصاد یک کشور ارتقای نرخ تورم ، افزایش قیمت مسکن به عنوان کالایی که قابل وارد شدن نیست، کاهش حجم فعالیتهای تولیدی و به دنبال آن افزایش نرخ بیکاری است که تمامی آنها در کنار هم به تنزل نرخ رشد اقتصادی و تخریب زیر ساختهای صنعتی اقتصاد می انجامد.

اهمیت این مساله در اقتصاد ایران تا حدی است که ما در نظر گرفتیم این بیماری اقتصادی را برای علاقمندان علم اقتصاد و علاقمندان مطالعه در مورد اقتصاد ایران تشریح کنیم.

بیماری هلندی چیست؟
بیماری هلندی در اقتصاد یک مفهوم اقتصادی است که برای توضیح رابطه بین اکتشاف منابع طبیعی نفت و گاز و کاهش عملکرد بخش تولیدی در اقتصاد یک کشور غنی استفاده می شود. نظریه زیر ساختی شکل دهنده این مفهوم به صورت زیر است :

با افزایش درآمدهای منابع طبیعی به خصوص منابع نفت و گاز در یک اقتصاد زمینه برای غیر صنعتی شدن آن کشور فراهم می شود. زیرا رشد درآمد نفتی موجب رشد ارزش پول کشور می شود و این مساله از قدرت رقابت تولیدات صنعتی آن کشور در برابر تولیدات کشورهای دیگر می کاهد. با وقوع این مساله به تدریج بازار محصولات صنعتی کشور مورد نظر از بین می رود و کارخانه هایی که با هزینه های کلان احداث و راه اندازی شده اند یک به یک تعطیل شده و هزاران نیروی فعال در آن بیکار می شوند.

با وجود اینکه این بیماری اقتصادی را نتیجه اصلی کشف منابع طبیعی در یک کشور می دانند ولی توسعه یافته نظریه ایجاد کننده بیماری هلندی را نمی توان به صورت زیر نوشت:” هر فرایندی که سبب افزایش حجم ارزهای خارجی در یک کشور شود و این ارزهای خارجی به جای سرمایه گذاری صحیح وارد بدنه اقتصاد شود بیماری هلندی در اقتصاد بوجود می اید.”

بنابراین با اتکا به این تعریف افزایش بی رویه قیمت منابع طبیعی برای مثال نفت طی سال گذشته یا افزایش حجم کمکهای مالی خارجی یا سرمایه گذاری خارجی بدون مدیریت صحیح دست اندرکاران امور اقتصادی می تواند زمینه ایجاد بیماری هلندی را فراهم آورد .

بیماری چگونه ایجاد می شود؟
برای توضیح چگونگی اثر گذاری بیماری روی اقتصاد به ارایه یک مثال می پردازیم. فرض کنید درآمد نفتی حاصل از صادرات از آن کشور در اثر رشد بی سابقه قیمت نفت افزایش چشمگیری پیدا کرده است.

ارزشهای خارجی بدست آمده از صادرات نفت تماما برای واردات کالاهای مورد نیاز کشور صرف شود یا اینکه این ارزها برای ساخت کارخانه های صنعتی و توسعه زیر ساختی کشور سرمایه گذاری شود مشکلی در اقتصاد ایجاد نخواهدشد . اما زمانیکه این ارزهای خارجی به پول داخلی ان کشور تبدیل و وارد بدنه اقتصاد داخلی شود اولین آثار بیماری هلندی در اقتصاد نمایان خواهد شد.

از طرف دیگر وارد کردن ارزهای خارجی به اقتصاد و افزایش نقدینگی روی ارزش پول کشور نیز تاثیر می گذارد. اگر سیستم نرخ ارز ثابت در کشور وجود داشته باشد و بانک مرکزی ارزش پول داخلی را در برابر ارز رایج ثابت نگه دارد(مشابه وضعیت ایران) ، تبدیل ارز به پول داخلی سبب افزایش نقدینگی و به دنبال آن ارتقای نرخ تورم می شود.رشد نرخ تورم سبب تنزل ارزش پول داخلی در برابر ارز مذکور می شود و به تضعیف ارزش پول آن ملت می انجامد.

کاهش ارزش پول داخلی به معنی گرانتر شدن تولیدات کشور در بازارهای بین المللی است و سبب می شود تا کشور موردبررسی قدرت رقابت خود را از دست دهد و به تدریج بازار صادراتی این کشور که در اثر رشد درآمد نفتی صعود کرده بود وضعیت متزلزل و بی ثباتی پیدا کند.

افزایش نقدینگی در اقتصاد سبب می شود تا در اولین گام نرخ تورم در کشور بیشتر شود . افزایش تورم روی قیمت تمام کالاهای مصرفی و سرمایه ای تاثیر می گذارد. در این شرایط دولتها اقدام به تسهیل واردات می کنند تا از طریق افزایش عرضه رشد قیمتها را کنترل کنند. این سیاست برای مدتی می تواند مانع از رشد بی سابقه قیمت برخی از کالاها شود ولی بدون شک قیمت کالاهایی از قبیل زمین و مسکن که امکان واردات برای آنها وجود ندارد رشد فزاینده ای خواهند داشت.این فرایند در علم اقتصاد” اثر مصرفی” نامیده می شود.

اگر در کشور سیستم نرخ ارز شناوروجود داشته باشد ، افزایش عرضه پول سبب افزایش ارزش اسمی پول کشور می شود ولی ارزش واقعی آن همچنان تضعیف می شود و در نهایت وضعیتی مشابه وضعیت توصیف شده در بالا در اقتصاد ایجاد می شود.

از طرف دیگر در شرایطی که کشور برای بهره گیری از درآمد کلان ناشی از صادرات منابع نفتی این حوزه را توسعه می دهد حجم زیادی از منابع تولید از قبیل سرمایه و نیروی کار در این بخش مشغول می شوند و حضور آنها در صنایع دیگر کم می شود. به تدریج تمرکز منابع تولیدی در حوزه نفت و صادرات آن به حدی می شود که فعالیت در دیگر صنایع رنگ می بازد و آن صنایع یا در حد تامین نیازهای اولیه کشور کار می کنند یا اینکه به تدریج تعطیل می شوند.

این وضعیت اقتصادی که ” اثر جابجایی منابع” نامیده می شود در کنار ” اثر مصرفی” زمینه را برای کاهش عملکرد صنایع تولیدی و تضعیف صنعتی کشور مذکور فراهم می کند.

وضعیت ایران
ایران یکی از ثروتمند ترین کشورهای جهان است. این کشور چهارمین دارنده ذخاری نفتی دنیا و دومین تولید کننده نفت است. به همین دلیل رشد قیمت نفت در سال گذشته سبب شد تا درآمد ناشی از صادرات نفت ر این کشور افزایش چشمگیری پیدا کند.این در حالیست که مطالعه وضعیت کنونی اقتصاد نشان از بهتر شدن اوضاع زندگی مردم ندارد.

حجت الله غنیمی فرد مدیر امور بین الملل شرکت ملی نفت در مورد درآمد نفتی ایران در سال ۱۳۸۶ هجری شمسی گفت:”در ین سال از محل فروش نفت خام و فرآورده های نفتی حدود ۸/۷۸ میلیارد دلار کسب درآمد کرده است که نسبت به سال ۱۳۸۵ هجری شمسی ۸/۱۸ میلیارد دلار رشد داشته است.ایران در سال گذشه از محل فروش نفت خام ۷۰ میلیارد دلار درامد کسب کرد در حالیکه در سال ۱۳۸۵ هجری شمسی ۱۵/۵۱ میلیارد دلار از این محل بدست آورده است.”

اما رشد درآمدهای نفتی در ایران سبب بهبود وضعیت اقتصادی کشور نشد. برای مثال طبق آمارهای موجود نرخ تورم در ایران در سال ۱۳۸۵ میلادی کمتر از ۱۵ درصد بود در حالیکه در سال ۱۳۸۶ هجری شمسی نرخ تورم در این کشور بیشتر از ۱۸ درصد بوده است. این تورم در بخش مسکن و زمین بیشتر از دیگر بخشها بود زیرا در این بخشها امکان واردات ندارند.

در سال گذشته مظاهر بیماری هلندی در اقتصاد ایران به وضوح نمایان شد و شمار زیادی از کارخانه های تولیدی و صنعتی به دلیل مشکلات اقتصادی تعطیل شدند.در این سال نرخ بیکاری در کشوربه بیشتر از ۱۲ افزایش یافت در حالیکه در سال ۱۳۸۵ نرخ بیکاری اعلام شده در کشور برابر با ۸/۱۰ درصد بوده است.برخی از منابع نرخ بیکاری جوانان ۲۴ تا ۳۰ سال را در ایران بیشتر از ۲۰ درصد می دانند که رقم نگران کننده ای است.

در سال گذشته ارزش پول کشور ایران کاهش یافت و همین مساله سبب شد تا بازرگانان برای ادامه فعالیت خود با مشکلات بیشتری روبرو شوند.البته در این حوزه وضعیت ایران در سطح بین الملل نیز موثر بوده است و تحریمهای پی در پی سازمان ملل علیه ایران سبب شدیدتر شدن مشکلات اقتصادی بازرگانان شد.

چگونه بیماری هلندی را درمان کنیم؟
اگرچه بیماری هلندی در مدت کوتاهی خود را نشان می دهد و در فاصله چند سال زیر ساختهای اقتصادی یک کشور را ویران می کند ولی حل کردن آن پروسه ای زمان بر است. برای اینکه بیماری هلندی در اقتصاد ایجاد نشود یا اینکه مشکل حل شود باید از دو راه استفاده کرد: اول:کاهش نرخ تنزل ارزش پول دوم : افزایش قدرت رقابت بخشهای تولیدی.

برای کاهش نرخ تنزل ارزش پول یک کشور و ممانعت از تضعیف بخش تولیدی بهترین راه استرایلیزه کردن افزایش درآمد در اقتصاد که از راه ممانعت از ورود یکباره درآمدهای نفتی به اقتصاد امکان پذیر است.

برای تحقق این برنامه باید دولتمردان درآمدهای ناشی از صادرات نفت را به تدریج وارد اقتصاد کنند تا علاوه بر مشخص بودن رشد درآمد و اقتصاد کشور بخشی از این درآمد برای نسلهای اآینده سرمایه گذاری شود.

یکی از راههای صحیح استفاده از این درآمدها سرمایه گذاری در توسعه زیر ساختهای صنعتی ، بهداشتی ، درمانی و آموزشی است که نه تنها باعث افزایش نقدینگی و رشد تورم نمی شود بلکه زمینه توسعه اقتصادی و ایجاد تنوع در اقتصاد در سالهای آینده را فراهم می کند.

نویسنده: مونا مشهدى رجبى

خوردگی کف مخازن نفتی یکی از مشکلات مهم ذخیره سازی نفت خام و مایعات گازی است. نشست مخازن بزرگ نفتی موجب آلودگی آب های زیرزمینی و وارد آمدن خسارت های جبران ناپذیر به محیط زیست می شود. در گذشته کف مخازن (قسمت بیرونی مخزن که با زمین در ارتباط است) با به کارگیری حفاظت کاتدی نتوانسته است به طور کامل مانع از نشت و جلوگیری از خوردگی کف مخازن ذخیره نفت شود.

در این مقاله دلایل ناتوانی سیستم حفاظت کاتدی در جلوگیری از خوردگی کف مخازن نفتی و آخرین روشهای مورد استفاده برای حفاظت کف مخازن بررسی می شود.

به کارگیری سیستم حفاظت کاتدی، بازدارنده های خوردگی از نوع فاز بخار و به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و بازدارنده های خوردگی فاز بخار از جمله روش های حفاظت از خوردگی کف مخازن است.

مشکلات روش های حفاظت کاتدی:
نتایج تجربی نشان می دهد سیستم حفاظت کاتدی به تنهایی قادر به حفاظت خوردگی کف مخازن نیست و در موارد متعدد دچار نشت شده است. این درحالی است که کف مخازن در پتانسیل حفاظت کاتدی قرار دارد.

یکی از روش های توزیع مناسب پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخازن به کارگیری بستر آندی است. به گونه ای که موجب توزیع پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخازن شود که شامل، به کارگیری آندهای کم عمق در اطراف مخزن، آندهای افقی و سیمی در زیر کف مخزن است.

در روش اول به علت تخلیه جریان حفاظت کاتدی در لایه سطحی زمین، باعث افزایش ضریب حفاظتی (Over protection) در خطوط لوله مدفون در خاک و مجاور مخازن می شود، بنابراین از این روش نمی توان در پالایشگاه ها استفاده کرد. در روش دوم آندهای سیمی به صورت مارپیچ در فونداسیون کف مخزن قرار می گیرد و این روش برای مخازن موجود قابل استفاده نیست.

یکی دیگر از روش های توزیع پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخزن عایق سازی الکتریکی هر یک از مخازن از یکدیگر است. در این روش هر یک از مخازن توسط فلنچ عایقی به همراه مقاومت الکتریکی از یکدیگر جدا می شوند.

به کارگیری پوشش در کف مخزن ها نیز یکی دیگر از روش هایی است که در توزیع حفاظت کاتدی در کف مخزن استفاده می شود. به دلیل مشکلات اجرایی اعمال پوشش بر روی ورق فولادی کف مخازن نفتی و گازی امکان پذیز نمی باشد. حرارت ناشی از جوشکاری صفحات کف مخزن، باعث از بین رفتن پوشش آنها می شود، در نتیجه پوشش مناسبی برای حفاظت از این نواحی نیست.

بنابراین به جای پوشش دادن ورق فولادی کف مخزن، محل نصب مخزن به خوبی پوشش داده می شود و اطراف مخزن را به خوبی آب بند می کنند. پوشش مزبور چسبندگی به کف مخزن ندارد، در چنین شرایطی این پوشش در حکم سپر برای جریان حفاظت کاتدی عمل می کند و اگر به دلایلی الکترولیک به ناحیه بین پوشش و کف مخزن نفوذ کند، حفاظت کاتدی قادر به مقابله با خوردگی آن نخواهد بود.

به دلیل آن که پوشش مزبور حالت سپر الکتریکی دارد، اندازه گیری پتانسیل کف مخزن چنین حالتی را نشان نمی دهد و  کف مخزن در محدوده پتانسیل حفاظت کاتدی قرار دارد ولی خوردگی در کف آن اتفاق می افتد.

از طرف دیگر اگر کف مخزن مستقیما بر روی فونداسیون بتنی قرار گیرد، کلیه نواحی کف مخزن قادر به ایجاد ارتباط الکتریکی مناسب با فونداسیون بتنی نخواهد بود و بنابراین حفاظت کاتدی نمی تواند به خوبی کف مخزن را تحت حفاظت خود قرار دهد.

نتایج تجربی موجود نشان می دهد مخازن نفتی با وجود حفاظت کاتدی کف آنها دچار خوردگی می شود و نشت مواد نفتی به آبهای زیر زمینی موجب ایجاد خسارت های زیادی به آب های زیر زمینی شده است.

روش های جدید حفاظت خوردگی کف مخازن
امروزه می توان خوردگی کف مخازن را با به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و ممانعت کننده خوردگی از نوع فاز بخار و یا تنها با به کارگیری وی سی آی (VCI) تحت کنترل قرار داد.

مواد وی سی آی، ممانعت کننده فاز بخار، می توانند در محیط بسته سطح فلز را در برابر عوامل خورنده مثل آب، بخار، کلریدها، سولفید هیدروژن و مواد خورنده دیگر در محیط های صنعتی حفاظت کنند.

فشار بخار مواد مذکور کم است، بنابراین در فشار اتمسفر و دمای محیط بخار می شوند. در محیط بسته بخارهای ایجاد شده بر روی سطح میعان کرده و توسط مولکول های سطح قطعات جذب شده و منجر به توقف یا تاخیر در انجام واکنش های خوردگی می شوند. روش مذکور به عنوان یکی از روش های استاندارد محافظت کف مخازن نفتی مطرح شده است.

روش دیگر تزریق مداوم وی سی آی از طریق شبکه ای از لوله های سوراخ دار است. این لوله ها در زیر مخزن و در داخل فندانسیون بتنی کف قرار می گیرند. مواد بازدارنده خوردگی از طریق لوله های مزبور در کف مخزن تزریق می شود. بدیت ترتیب با توزیع وی سی آی در کف مخزن، از خوردگی آن جلوگیری می شود.

برای جلوگیری از ایجاد جرقه در نتیجه تمرکز الکتریسیته ساکن، باید مقاومت سطح پوشش درونی مخزن کمتر از ۱۰۸ اهم باشد.

سیستم های پوشش دهنده درون مخازن ذخیره نفت:
جهت دیواره و کف از پوشش اپوکسی فنولیک با هاردنر آمین و با خاصیت آنتی استاتیک استفاده شود. که این پوشش به دلیل ایجاد کراس لینک (Cross-linK) بالا، منجر به ایجاد پوشش سخت و مقاوم خواهد شد.

روش دیگر استفاده از پوشش پلی اورتان با خاصیت آنتی استاتیک که برای دیواره مخازن استفاده می شود. چنانچه کف مخزن توسط کامپوزیت کلاس اپاکسی (Glass-Epoxy) یا کلاس پلی استر (Glass-Polyester) روکش شده است، لازم است ژل کت سطحی آن دارای خاصیت آنتی استاتیک باشد.

مقاومت پوشش ها در حدود ۱۰ اهم است و چنین مقاومتی تنها مانع از بروز جرقه توسط انباشته شدن الکتریسیته ساکن می شود و از لحاظ الکتریکی چنین موادی تقریبا در ردیف مواد نیمه رسانا قرار دارند.

آندهای فدا شونده که در داخل مخازن به کار می روند علاوه بر جلوگیری از خوردگی، عامل تخلیه بارهای الکتریسته ساکن نیز محسوب می شود.

به طور کلی مخازن نفتی زیادی در کشور دچار نشت شده است. این موضوع ضررهای اقتصادی جبران ناپذیری به محیط زیست وارد کرده است. با توجه به اهمیت بالای حفظ محیط زیست و نیز جلوگیری از هدر رفتن نفت خام و مایعات گازی لازم است روش های جدید مقابله با خوردگی کف مخازن نفتی مورد توجه قرار گیرد.

عباس آقاجانی
منبع: ماهنامه داخلی شرکت ملی گاز ایران/

هدف از این کار بستن و ایزوله کردن شبکه‌ی زون‌های بدون تولید پیش از تکمیل دوباره‌ی یک زون پرفشار عمیق‌تر می‌باشد. معمولا یک چاه ابتدا از پایین‌ترین زون تکمیل می‌شود. وقتی یک لایه‌ی تولیدی تخلیه شد، سیمان به درون شبکه‌ها پمپ شده و یک پلاگ مسدود کننده درون لوله‌ی جداری تولیدی در بالای زون تخلیه ‌شده بسته (set) می‌شود. پس از بسته شدن شبکه‌ها ، یک منطقه‌ی تولیدی جدید در عمق کمتر ایجاد می‌شود. این پروسه تا تخلیه‌ی تمامی زون‌های تولیدی تکرار می‌شود. سرانجام ممکن است چاه به مسیر دیگری انحراف داده شود(side Track) و یا بطور موقت/همیشه رها شود. در این چاه بخصوص، به جای مشبک‌کاری در یک عمق کمتر، یک منطقه‌ی تولیدی جدید در حدود ۱۰۰ فوت پایین‌تر پیشنهاد شد. برای پیچیده کردن بیشتر موضوع، زون تخلیه شده‌ی فعلی دارای پوشش شنی (gravel packed) بود که برای اپراتور یک نوع چالش منحصر به فرد به شمار می‌آمد. منطقه‌ی تولیدی جدید عمیق‌تر از زون تولیدی فعلی بود و این یعنی اینکه اگر سیمان برای ایزوله کردن منطقه‌ی تخلیه شده استفاده شود، پیش از ایجاد شبکه‌های جدید نیاز به حفاری سیمان توسط لوله مغزی سیار وجود داشت. گزینه‌ی دیگر (گرانتر) آوردن دکل حفاری به سر چاه، بیرون کشیدن لوله مغزی و رشته‌ی تکمیل، تزریق سیمان به درون زون تخلیه شده (Squeeze)، انجام تعمیر کامل چاه (Full Work Over) و تکمیل دوباره‌ی زون جدید بود. انجام هر دو پروسه نیاز به چندین روز زمان ،تجهیزات و انرژی بسیار بود که نهایتا به هزینه‌ی زیاد منجر می‌شد.

راه حل:
با توجه به منحصر به فرد بودن پروژه، هیئت مهندسی در Superior Energy Services استفاده از ژل WellPRO HydroFIX Gel را در یک اقدام توصیه کرد تا زون بدون تولید با این ژل بسته شده و امکان استفاده از مناطق تولیدی عمیق‌تر فراهم آید. شرکت چندین دلیل برای استفاده از این محصول بیان کرد. اول از همه، ماده‌ی درزگیر (Sealant) به درون سازند و پوشش شنی (Gravel Pack) نفوذ کرده و آن را کاملا مسدود می‌سازد و پس از آن با تلاش اندکی ژل از درون چاه و رشته تکمیل پاک (حذف) می‌شود. دلیل دیگر که آنها در چنین موقعیتی از ژل بجای دوغاب سیمان استفاده کردند این بود که خاصیت نفوذ ژلهای مسدودکننده بسیار بیشتر از سیمان است که این بدلیل نداشتن ذرات جامد می‌باشد. در ازای آن ژل دارای پلیمرهای یونی با وزن مولکولی پایین می‌باشد که وقتی با عامل چندزنجیره‌ای پیچیده‌ی کربوکسیلی ترکیب شود یک ژل لاستیک مانند ایجاد می‌کند. پیش از ایجاد زنجیره‌های متقاطع، ژل دارای ویسکوزیته‌ی بسیار پایین بوده که موجب تزریق بسیار آسان آن شده و همچنین به راحتی به درون توری شنی و شبکه‌ها نفوذ می‌کند. پس از آنکه ژل بست حرکت سیال متوقف می‌شود.
پیش از توصیه‌ی این عامل درزگیر (Sealant)، یک برآورد مهندسی اجرایی در مورد قسمت‌های چاه و پارامترهای عملیاتی بعمل آمد. از لاگ بستن سیمان (Cement Bonding Log) بازدید و کیفیت جداسازی لایه‌ها آنالیز شد. در این عملیات معلوم شد که مطمئنا شرایط سیمان هنگام سیمانکاری لوله‌ی جداری مناسب بوده و جداسازی  دو زون بخوبی انجام گرفته است. در پروسه‌های ارزیابی مهندسی، این مرحله بسیار حیاتی بود. اگر پیوستگی سیمان نامرغوب یا کم بوده باشد، احتمال اینکه ژل به درون یک زون اشتباه تزریق شود، وجود داشت. پس از اینکه از ایزوله بودن زون‌ها اطمینان حاصل شد، ترکیب درزگیر(Sealant) و غلظت کندساز(Retarder) در آزمایشگاه بهینه‌سازی و تست‌هایی در شرایط چاه (۸۰۰۰ پام و ۲۲۰فارنهایت) بر روی آن انجام شد. تکینیک جاگذاری مورد نظر حین تست‌های آزمایشگاه شبیه‌سازی شد. در آخر، روش انجام کار نهایی،  اصلاح و پیش از رسیدن به محل در طول یک کنفرانس تلفنی با پرسنل مربوطه مطرح و تمامی جزئیات طرح‌های احتمالی معین شد.

پس از بازدید از مشخصات سازند و شرایط چاه، مشخص شد که یک حجم از ژل دارای وزن مولکولی پایین (LMW) که با حجم کوچکتری از ژل دارای وزن مولکولی بالا (HMW) دنبال می‌شود، بهترین ترکیب ممکن درزگیرها را در این شرایط خاص می‌دهد. تنها با مقدار کمی اختلاف فشار ژل دارای وزن مولکولی کم به درون پوشش شنی (Gravel Pack) و سازند نفوذ می‌کند، یعنی جایی که ژل با وزن مولکولی بالا نمی‌تواند وارد شود. چون چاه روی خلا نسبی است (Vacuum)، ژل دارای وزن مولکولی بالا اضافه می‌شود تا از نفوذ زیاد درزگیر (Sealant) به درون سازند جلوگیری کند.

هفده بشکه از ژل درزگیر (Sealant) دارای وزن مولکولی پایین بوسیله‌ی یک میکسر در سطح مخلوط شده، سپس از طریق لوله مغزی سیار به درون چاه پمپ ‌شد. به دنبال این ژل، حدود شش بشکه از ژل دارای ورن مولکولی بالا تزریق ‌شد که این ژل با مقادیری از خاک دیاتومه (Diatomaceous Earth) مخلوط شده بود. DE از فرار ژل جلوگیری کرده و اجازه می‌دهد در سطح سازند ببندد(سفت شود). سپس هر دو درزگیر (Sealant) در حالی که رشته لوله مغزی سیار در مقابل پوشش شنی (Gravel Pack) گردش می‌کرد به درون چاه تزریق ‌شدند. چون ستون سیال مشخص نبود، درزگیر (Sealant) از درون لوله مغزی سیار خارج شده و فرصت داشت تا به درون سازند کشیده شود. البته در محل به درزگیرها مطابق نتایج آزمایشگاهی که پیش از عملیات انجام شده بود فرصت کافی برای آماده‌سازی داده شد.
پس از آنکه به ژل مدت زمان کافی برای سخت شدن داده شد، رشته‌ی تکمیل با گردش جت مانند گل توسط لوله مغزی سیار تمیز شد و برگشت کامل گل بعد از شروع گردش، مشاهده شد. قبل از شستن تور سیمی پوشش شنی (Gravel Pack)، یک گردش کامل گل انجام شد تا چگالی معادل گردش گل(Equivalent Circulating Density) در رشته‌ی تکمیل کاهش یابد و احتمال گیر کردن لوله مغزی سیار در چاه از بین برود. اگر گل برگشتی یکباره هرز می‌رفت، ب درون منطقه‌ی دارای پوشش شنی (Gravel Pack) نفوذ کرده بود و راهی برای خروج ژل از رشته‌ی تکمیل نبود. هنگامی که گل تمیز در خروجی مشاهده شد، رشته‌ لوله مغزی سیار تا پایین شبکه‌های جدید پایین آورده شد که سرتاسر محدوده‌ی تولیدی جدید را تمیز کرد. در آخر رشته لوله مغزی سیار تا بالای پوشش شنی (Gravel Pack) بالا کشیده شد که گردش گل برای آخرین بار تمیز بود.

پس از شستن محدوده‌ی تولیدی جدید واحد ای-لاین (E-Line) برپا شد و گان مشبک‌کاری (Perforating Gun) به درون چاه فرستاده شد. فشار اولیه‌ی ته چاه (BHP) حدود ۴۸۰۰پام و پس از افزایش فشار ۸۰۰ پام به درون رشته‌ی تکمیل به سرعت حدود ۵۶۰۶ پام شد. محدوده‌ی جدید در یک زون تحت فشار مشبک‌کاری شد که فشار ته چاه ناگهان به ۷۱۲۱ پام رسید در حالی که فشار در سطح به ۲۳۱۵ پام افزایش یافت. به درون زون تخلیه شده هیچ سیالی نفوذ نکرد و هیچگونه افت فشاری هنگام مشبک‌کاری زون جدید مشاهده نشد. مجموعه‌ی ای-لاین بدون هیچ نیروی کشش یا دراگ از چاه بیرون کشیده شد و تمامی اجزا از چاه بیرون آمد. چاه شروع تولید گاز طبیعی با دبی یک و نیم میلیون فوت مکعب در روز کرد.

نتیجه‌گیری:
استفاده از ژل ویژه  بهمراه تجهیزات و سایر خدماتی که توسط شرکت سرویس‌دهنده فراهم شده‌اند، تشریح می‌کند که چگونه استفاده از تکنولوژی جدید در طول تجهیزات تعمیرات محلی می‌تواند پروسه‌ی جدا کردن گاز و نفت را از قسمت‌های عمیق زمین بهبود بخشد.
همانطور که پیشتر اشاره شد، درزگیر  گازی(Gas Sealant) که در این عملیات استفاده شد یک مایع دارای ویسکوزیته‌ی پایین می‌باشد که توانایی نفوذ در پوشش شنی (Gravel Pack)/ سازند را تا چندین فوت دارد. پس از اینکه این مایع برای مدتی معین در معرض دما و فشار قرار گرفت، به یک ژل سخت مبدل می‌گردد که راه نفوذ تمامی سیالات و گازها را از سازند مسدود می‌سازد. در مقایسه‌ی این ژل با سیمان می‌توان گفت که سیمان تنها توانایی نفوذ چندین اینچ را به درون سازند دارد و درزگیری کامل با وجود پوشش شنی (Gravel Pack) به راحتی بوجود نمی‌آید.

کل زمان صرف شده جهت تزریق درزگیر گازی، تمیز کردن چاه و مشبک‌کاری زون جدید حدود ۳۶ ساعت بود. اپراتور (در مقایسه با روش‌های متداول) هم در زمان و هم در هزینه صرفه‌جویی کرد و چاه به تولید روزانه خود برگشت داده شد.

مهندس حسین هادی
شرکت پیراحفاری/

امروزه علوم زیادی وجود دارند که تلفیقی از ۲ یا چند علم مختلف هستند. هدف ازتلفیق این دو یا چند علم مختلف، رفع مشکلات و جواب دادن به سؤالاتی است که هیچ یک از این علوم به تنهایی توانایی انجام آن را ندارند، مانند علم ژئوفیزیک که ترکیبی از علوم زمین‌شناسی و فیزیک است. با ترکیب این دوعلم می‌توان اطلاعات زمین شناسی را با کمک علم فیزیک مورد بررسی قرارداد. یکی دیگر از این علوم، علم ژئوشیمی آلی است که ترکیبی ازعلوم زمین شناسی و شیمی آلی است که در این مقاله  مورد بررسی قرارمی گیرد.

همان‌طورکه درمقاله مبانی شناخت مخزن گفته شد نفت در سنگ منشأ تشکیل می‌شود. برای تشکیل نفت در سنگ منشأ فرآیندهای مختلفی بر روی مواد آلی اتفاق می‌افتد تا این مواد تغییر ماهیت داده و به نفت و گاز و دیگر فرآورده‌ها تبدیل شوند. در ابتدا لازم است اطلاعاتی درخصوص سنگ منشأ‌ بدست آوریم؛ به عنوان نمونه سنگ منشأیی که مطالعه می‌شود چه نوع هیدروکربوری (نفت و گاز)‌ تولید می‌کند یا اصلا توانایی ایجاد هیدروکربور را در خود دارد یا خیر؟

مواد آلی در درون سنگ منشأ‌ تبدیل به کروژن (Kerogen) می شوند؛ کروژن به مواد آلی درشت دانه‌ای گفته می‌شود که توانایی انحلال در اسیدهای آلی را ندارند. نفت ازتغییر و تحول و بلوغ کروژن تولید می‌شود؛ به طورکلی چهار نوع کروژن داریم:

۱- کروژن نوع اول
۲- کروژن نوع دوم
۳- کروژن نوع سوم
۴- کروژن نوع چهارم

- کروژن نوع اول
محیط تشکیل این نوع کروژن‌ محیط ‌های آبی شیرین و دریاچه‌های آب شیرین است. این نوع کروژن مرغوب‌ترین نوع کروژن است و فقط تولید نفت می‌کند. موجودات تشکیل دهنده این نوع کروژن ، جلبک‌ها هستند.

- کروژن نوع دوم
این نوع کروژن در محیط‌ های دریایی و اقیانوسی تشکیل می‌شود وبخش عمده‌ی تولیدات آن نفت ومقداری هم گازاست. کروژن نوع دوم فراوان‌ترین کروژن است؛ به‌ این دلیل که در گذشته بیشتر قسمت‌های زمین را محیط‌ های دریایی تشکیل داده بودند.

- کروژن نوع سوم
این نوع کروژن در محیط‌ های خشکی تشکیل می‌شود. البته این نکته را باید یادآور شد که رودخانه نیز جزء محیط ‌های خشکی به حساب می‌آید. تولید این نوع کروژن گاز است؛ زیرا این نوع کروژن از مواد آلی گیاهی و درختان به‌وجود آمده است.

- کروژن نوع چهارم
در نهایت کروژن نوع چهارم که هیچ هیدروکربوری به‌وجود نمی‌آورد و صرفاً کربن خالص یا اصطلاحاً گرافیت تولید می‌کند.
برای این‌که کروژن موجود در ” سنگ‌های منشأ ” توانایی تولید نفت را پیدا کند، باید دانه‌های درشت مواد آلی به تدریج شکسته شوند و تبدیل به مواد آلی ریزدانه‌تر و قابل انحلال در اسیدهای آلی شوند.
این مسیر تغییر و تحولات مواد آلی درون سنگ منشأ را ” بلوغ (Maturation) مواد آلی” گویند.
مراحل بلوغ به شرح زیر است.

۱- دیاژنز ( Diagenesis )
این تغییرات بلافاصله بعد ازنهشته شدن مواد آلی در درون رسوبات سنگ منشأ‌ آغاز می‌شود؛ فعالیت‌های موجودات زنده ای که در کف دریا زندگی می‌کنند و همچنین بعد از گذشت مدتی، فشار رسوبات بالایی -که روی رسوبات در برگیرنده مواد آلی نشسته‌اند- می‌توانند عامل این تغییرات باشند.در این مرحله از بلوغ ، گازی به نام گاز بیوژنیک (Biogenesis) تولید می‌شود.

۲- کاتاژنز (Katagenesis )
دراین مرحله سنگ منشأ به بلوغی می‌رسد که می‌تواند نفت و گازتولید کند در واقع دما و فشار به حدی می‌رسد که مواد آلی تولید نفت و گازمی‌کنند. در مرحله کاتاژنز در یک رنج دمایی خاص، نفت شروع به تولید می‌کند که به آن (Oil window) گویند.

۳- متاژنز (methagenesis )
در این مرحله بلوغ، فقط گاز تولید می‌شود که به گاز تولید شده دراین مرحله گاز ژنتیک (genetic gas) گویند. اگرشکسته شدن مواد آلی و تبدیل به مولکول‌های کوچکتر ادامه یابد، بلوغ به مرحله متامورفیزم (metamorphism) می‌رسد. در این مرحله کربن خالص یا گرافیت تولید می‌شود که همان ذغال‌سنگ است.

تشخیص بلوغ
برای تشخیص بلوغ هرسنگ منشأ روش‌های مختلفی وجود دارد. مانند استفاده از دستگاه Rock eval که اطلاعات زیادی را در اختیارمتخصصین قرارمی‌دهد. روش دیگر استفاده از میکروسکوپ و مطالعه ماده آلی ( Vitrinite ) است که تغییرات رنگ آن منجر به تشخیص مرحله بلوغ سنگ منشأ می‌شود. روش‌های دیگری نیز وجود دارد که می‌توان به‌وسیله آن بلوغ سنگ منشأ را تخمین زد.

تشخیص نوع کروژن
اما برای تشخیص نوع کروژن موجود، می‌توان با مطالعه “میسرالی” (macelar) که در درون آن است نوع آن را تشخیص داد. هر کروژن یک macelar خاص خود را دارد که با مشاهده آن در نمونه سنگ منشأ می‌توان پی به نوع کروژن برد. به عنوان نمونه میسرال کروژن نوع دوم ویترینایت(vitrinite) نام دارد.میسرال درون سنگ منشأ یا کروژن، حکم فسیل در سنگ را دارد. همان‌طور که با دیدن فسیل یک سازند خاص می‌توان به نوع سازند پی برد، با دیدن میسرال هر نوع کروژن می‌توان به نوع کروژن آن پی برد.

کاربردها
یکی از کاربردهای ژئوشیمی، در مطالعه سنگ منشأ است که می توان به‌ وسیله این نوع مطالعه تشخیص داد که آیا این “سنگ منشأ” توانایی تولید هیدروکربور را دارد و اگر دارد چه نوع هیدروکربوری (نفت یا گاز)‌ می تواند تولید کند؟ آیا تولید نفت آن مقرون به صرفه و قابل توجه است یا خیر؟

از کاربردهای دیگر ژئوشیمی آلی ، در اکتشاف نفت و مطالعه مخازن نفتی است. از کارهایی که در ژئوشیمی آلی انجام می‌شود مطابقت نفت با نفت (oil-oil correlation) یا نفت با سنگ منشأ (oil-source correlation) است، به‌این معنی که در مطابقت نفت با سنگ منشأ‌، نفت موجود دریک سنگ مخزن با سنگ‌های منشأ‌ اطراف از جهات مختلف مطابقت داده می‌شود و به این ترتیب می‌توان سنگ منشأ نفت موجود در مخزن را مشخص کرد و ازاین طریق این امکان را بررسی کرد که آیا در مسیر بین سنگ منشأ و سنگ مخزن ، تله‌ی نفتی دیگری هم وجود دارد یا خیر و به این ترتیب اولویت‌های حفاری برای اکتشاف یا حفاری‌های بعدی با حداقل ریسک را مشخص کرد و یا درمطابقت نفت با نفت (oil-oil correlation) نفت دو یا چند مخزن را با هم مقایسه و مطالعه کرد؛ به این منظورکه آیا دارای سنگ منشأ یکسانی هستند یا خیر؟  این تطبیق کمک زیادی در اکتشاف تله‌های نفتی بعدی می‌کند.

از دیگر کاربردهای ژئوشیمی آلی مطالعه نفت موجود در مخازن است. امروزه بعضی از مخازن کشور با مشکل رسوب آسفالتن روبرو هستند. به این ترتیب که در پایین این مخازن یک لایه نازک آسفالتن تشکیل می‌شود و باعث می‌شود به عنوان نمونه، قسمت آبران مخزن که در قسمت زیرین مخزن قرار دارد از قسمت نفتی جدا شود و نتواند به‌خوبی انرژی لازم برای حرکت نفت را فراهم کند.

با مطالعات ژئوشیمیایی آلی نفت موجود در مخزن می‌توان عامل تشکیل آسفالتن را پیدا کرد و مانع از تشکیل آن شد. از دیگر مشکلات این است که در سطح تماس آب با نفت، آب می‌تواند قسمت‌های سبک نفت را درخود حل کند (Water washing) و با خود به جاهای دیگر ببرد و این نیز زیان آور است و باعث سنگین شدن نفت باقی مانده می‌شود و یا میکروب‌هایی که از طریق آبهای زیرزمینی به نفت وارد می‌شوند باعث سنگین‌تر شدن نفت می‌شوند. از آن‌جا که خوراک این میکروب‌ها مواد نفتی سبک است، این میکروب‌ها با مصرف این مواد ؛ باعث می‌شوند نفت موجود در این مخازن به نفت سنگین تبدیل شود. با مطالعات ژئوشیمیایی آلی و اعمال روش‌های پیشنهادی آن می‌توان این آثار زیان بار را کم کرد. همچنین در ازدیاد برداشت به روش میکروبی یا MEOR ، که برای نفت سنگین باقی‌مانده در مخزن به‌کار می‌رود، نیز نیاز به مطالعه نفت موجود در آن مخزن داریم تا با پی‌بردن به ترکیب نفت و میکروب‌های موجود در آن ، شرایط را برای رشد میکروب‌هایی فراهم کنیم که با مصرف مواد نفتی و ایجاد گاز در مخزن ، فشار مخزن را افزایش می‌دهند و باعث ازدیاد برداشت نفت باقی‌مانده می‌شو

انواع روغن‌ها
در حال حاضر روغن‌های موتور به سه نوع کلی تقسیم می‌شوند:
الف: مینرال
ب: سنتتیک
چ: نیمه سنتتیک (Premium)

الف ـ مینرال: روغنی است که برپایه نفت خام ساخته می‌شود و سال‌هاست در خودروها به کار می‌رود و همه ما با آن آشنایی داریم.
ب ـ سنتتیک: روغنی است که از ترکیبات شیمیایی یا پولیمراسیون هیدروکربن‌ها (Olefins) تولید می‌شود نه از تصفیه نفت خام. این نوع روغن اولین بار در موتورهای جت به کار گرفته شد و به دلیل مزایایی که نسبت به نوع مینرال داراست، در سالیان اخیر مصرف آن در خودروها نیز فزونی یافته است. روغن‌های سنتتیک انواع مختلف با مواد تشکیل دهنده متفاوت دارند که این موضوع آنها را از لحاظ کیفیت و نوع مصرف نیز با یکدیگر متمایز می‌کند. از بین صدها نوع روغن سنتتیک با فرمولاسیون‌های مختلف که هر یک محاسن و معایبی دارند، نوعی که برپایه Poly alpha olefins یا به اختصار (PAO) ساخته می‌شود و مقادیر کمی هم Ester دارد، دارای کارایی و مقبولیت بیشتری است.

بیشتر روغن‌های سنتتیک از مزایای زیر برخوردارند:
۱. کاهش مصرف روغن به دلیل عمر بیشتر آن ۲. غیرخورنده و غیرسمی بودن ۳. تبخیر شوندگی پایین ۴. دمای سوختن بال ۵. مقاومت در برابر اکسیداسیون بالا ۶. دارا بودن شاخص ویسکوزیته بالا به صورت طبیعی (عکس‌العمل سریع در مقابل تغییرات دما) ۷. کاهش مصرف سوخت تا ۴/۲ درصد ۸. نقطه روان شدن پایین ۹. قابلیت استفاده از روغن‌های با گستره ویسکوزیته زیاد بدون نگرانی از شکست پلیمرها (در ادامه توضیح داده خواهد شد.) عیب این نوع روغن‌ها نیز قیمت بالای آنها و عدم تطابق کامل با موتورهای دارای تکنولوژی قدیمی است.

ج ـ نیمه سنتتیک: مخلوطی است از روغن سنتتیک و مینرال (ارگانیک). این نوع روغن کیفیت روغن‌های سنتتیک را ندارد اما در شرایط سخت نظیر دماهای بالا و یا بار زیاد عملکرد بهتری نسبت به نوع مینرال از خود نشان می‌دهد و بیشتر در وانت‌ها و SUVها مصرف می‌شود و قیمت آن نیز کمی بیشتر از مینرال‌هاست. برای آگاهی از این که کدام روغن برای خودروی شما مناسب است، بهترین منبع و مأخذ دفترچه راهنمای خودرو یا برچسب‌های داخل محفظه موتور (در صورتی که نوع روغن مشخص نشده، معنای آن استفاده از همان نوع قدیمی مینرال است). استفاده از روغن مینرال یا نیمه سنتتیک برای موتوری که تنها استفاده از روغن سنتتیک در آن توصیه شده، می‌تواند برای موتور خطرآفرین باشد اما در مقابل استفاده از روغن‌های سنتتیک یا نیمه سنتتیک برای موتورهایی که برای استفاده از نوع مینرال طراحی شده‌اند (موتورهای قدیمی) با تمهیدات خاصی، از نظر تولیدکنندگان روغن‌های سنتتیک بلامانع است، اما بسیاری از متخصصان به دلایل زیر این کار را نیز اشتباه و مضر می‌دانند:

۱. هر یک از انواع مختلف روغن‌های سنتتیک با توجه به فرمول شیمیایی، قابلیت تطابق با برخی انواع لاستیک‌ها و الاستومرها را ندارد و در نتیجه اگر از روغن سنتتیکی با فرمول خاصی برای موتورهای با واشرها و درزبندهایی که با آن فرمول روغن سازگار نباشد، استفاده شود باعث نشتی روغن و مسائلی از این قبیل خواهد شد (روغن‌های مینرال سبب تورم واشرها و جلوگیری از نشتی آنها می‌شوند اما روغن‌های سنتتیک در مورد برخی انواع واشرها فاقد این خاصیت هستند و حتی بعضی از آنها باعث خورده شدن برخی از انواع واشرها می‌شوند. حتی استفاده از روغن سنتتیک با مواد تشکیل دهنده‌ای متفاوت با مندرجات دفترچه راهنمای خودرو، برای خودروهایی که با این نوع روغن کار می‌کنند نیز می‌تواند خطرساز باشد، چه رسد به استفاده از این نوع روغن‌ها در موتورهایی که برپایه استفاده از روغن مینرال طراحی شده‌اند. به عنوان مثال روغن سنتتیک برپایه Poly glycol با پلی استرها، پلی کربنیک‌ها، ABS، پلی ونیل کلرین‌ها Poly phenylene Oxide (همگی پلاستیک هستند) و Buna S، بوتیل، Neoprene و لاستیک طبیعی (همگی الاستومر هستند) سازگاری خوبی ندارد و یا روغن سنتتیک برپایه PAO نیز که بیشتر روغن‌های سنتتیک موجود در بازار بر این پایه هستند، سازگاری ضعیفی دارد. مزیت برخی از انواع روغن‌های سنتتیک و قابلیت تطابق آنها با انواع الاستومرها و لاستیک‌ها، همچنین حلالیت هر کدام در افزودنی‌ها و لجن موتور به همراه خواص و عدد VI (در ادامه بررسی خواهد شد) هر کدام را در نمودار می‌بینید.

۲. روغن‌های سنتتیک در مقایسه با روغن‌های مینرال با لایه نازکتری روی قطعات موتور می‌نشیند (به همین دلیل فاصله قطعات ثابت و متحرک موتورهایی که با روغن سنتتیک کار می‌کنند، کمتر است) لذا استفاده از این نوع روغن برای موتورهایی که براساس تکنولوژی قدیمی مینرال طراحی شده‌اند باعث نشتی پیستون خواهد شد. البته این مورد از طرف سازندگان روغن‌های سنتتیک با دلایل قابل قبولی رد می‌شود اما در عمل این مشکل در خودروهای قدیمی دیده شده است. اگر سال‌هاست از روغن مینرال استفاده می‌کنید و خودرویتان دارای تکنولوژی قدیمی است، از این نوع روغن‌ها استفاده نکنید اما در صورتی که خودرویی با تکنولوژی نسبتاً جدید دارید و از بی‌خطر بودن تعویض روغن از مینرال به سنتتیک یا نیمه سنتتیک مطمئن هستید، از نوعی که برپایه PAO ساخته شده است استفاده کنید و این موضوع را نیز از یاد نبرید که با تعویض روغن از مینرال به سنتتیک، رسوبات پخته شده روغن‌های مینرال از روی قطعات موتور کنده و در موتور غوطه‌ور می‌شوند و پس از مدتی موتور از کار می‌افتد. به همین علت قبل از این تعویض باید موتور را یا به طور کامل رسوب زدایی و یا از روغن‌های فلاشینگ (Flush Oil) استفاده کنید (این نوع روغن فقط مخصوص تمیزکردن موتور است)؛ به این ترتیب که روغن مینرال را بدون تعویض ف ی ل ت ر تخلیه و روغن فلاشینگ را جایگزین کنید و اجازه دهید موتور ۲۰ دقیقه در جا کار کند، پس از آن می‌توانید روغن فلاشینگ را تخلیه، ف ی ل ت ر را تعویض و روغن سنتتیک یا نیمه سنتتیک را جایگزین کنید.

Evaluation of reservoir characteristics and lithology of Asmari formation in Mansuri oil field By: Saeid Alizadeh Pirzaman Abstract Evaluation of reservoir characteristics includes petrophysical parameters like Porosity, Permeability and fluid saturations, net thickness, net to Gross ratio and oil column and lithologic variations versus depth. Asmari Reservoir of Mansuri oil field is one of the Tertiary Carbonate reservoirs of Iran which is located 40 km south to Ahwaz city. This reservoir is divided into 8 zones. Each zone has special lithology and petrophysical properties. Zone 1 is generally carbonate (limestone and dolomite), zones 2, 3, 4 and 5 sandy (Ahwaz sand member), zone 6 mixture of Sandstone, limestone, dolomite and shale and zones 7 & 8 limestone and shale.
Based on the petrophysical evaluations zone 2 (by more than 80 percent sand) is the best pay zone and has the most values of net thickness, net to gross ratio and oil column and oil saturation. Also this paper shows that zones 3 and 1 follow the zone 2 respectively. Zones 4 to 8 are located below the oil water contact and are not pay zones.

مقدمه
هدف اصلی اختصاصات مخزنی، بازسازی اختصاصات پتروفیزیکی نظیر تخلخل، نفوذپذیری و اشباع سیالات می باشد. نحوه توزیع تخلخل می تواند رابطه متداول میان این اختصاصات باشد. در این ارتباط نمودارهای چاه پیمائی ابزار مناسبی است [۴]. ارتباط بین اختصاصات پتروفیزکی و زمین شناسی (لیتولوژی) موضوعی بوده که از سال ۱۹۵۵ تا کنون شدیداً مطالعه شده است. تخلخل و نفوذپذیری لایه کربناته ناشی از واکنش میان انواع مواد اولیه رسوب و تنوعی از فرآیندهای دیاژنتیکی است.
نمودارهای چاه پیمائی ثبت پیوسته ای از پارامترهای سازنده نسبت به عمق را بدست می دهد که کاربرد زمین شناسی بسیار مفیدی دارد [۸]. ترکیب سازندها به کمک نمودارهای چاه پیمائی (نظیر دانسیته، نوترون و اشعه گاما) می تواند بصورت کانی و یا عناصر شیمیائی بیان شود و بنابراین میان پارامترهای پتروفیزیکی و ترکیب سنگ رابطه وجود دارد. اطلاعات حاصل می تواند منجر به تفسیر بهتر جهت اکتشاف و تولید و لذا اختصاصات پیشرفته مخزن شود [۲].
سنگهای کربناته همراه با ماسه سنگها، سنگهای مخزنی نفت و گاز عمده ای را در دنیا تشکیل می دهند. ذخایر هیدروکربن در این سنگها اساسا با دولومیت همراه است [۹ & 3]. دولومیت ها حدودا %۳۰ مخازن کربناته جهان را شامل می شوند و تقریبا۸۰ درصد نفت و گاز قابل استحصال سنگهای کربناته آمریکای شمالی را در خود جای داده اند [۱۳]. دوسوم نفت خاورمیانه در کربناتها جای گرفته و مخازن آسماری ایران با سن الیگومیوسن (ترشیری) در زمره مخازن دولومیتی نیز ذکر شده است [۱۱]. این نوع مخازن نسبت به مخازن کلاستیکی (به عنوان مثال ماسه سنگها) بسیار هتروژن است [۹]. به عنوان مثال با افزایش عمق، دولومیت ها مخازن بهتری را نسبت به سنگهای آهکی ایجاد می کنند. با توجه به اینکه در مخزن آسماری میدان منصوری هر سه لیتولوژی عمده مخازن (ماسه سنگ، سنگ آهک و دولومیت) وجود دارد، مطالعه لیتولوژی و تاثیر آنها بر پارامترهای پتروفیزیکی مخازن از اهمیت زیادی برخوردار است.
این موضوع اساسا به محیط رسوبگذاری رخساره های متعدد، فرایندهای تکتونیکی و دیاژنتیکی (سیمانی شدن، دولومیتی زاسیون، تبلور مجدد، شکستگی و …) مربوط است که سنگهای کربناته را همراهی می کند [۶&10]. بعلاوه شکستگی نیز نقش مهمی را در مخازن ایفا میکند و تخلخل و نفوذ پذیری ایجاد شده، آنیزوترپی عمده ای را در مخزن [۷ & 9] بوجود می آورد. لذا، مطالعه لیتولوژی های مختلف و تاثیر آنها بر پارامترهای پتروفیزیکی مخازن از اهمیت زیادی برخوردار است[۵].

میدان نفتی منصوری
میدان نفتی منصوری در ۴۰ کیلومتری جنوب شهر اهواز واقع است و فاقد هر گونه ساختمان سطحی بوده و اساسا ساختاری است که به وسیله لرزه نگاری مشخص شده است. این میدان در سال ۱۳۴۱ اکتشاف گردیده و دارای چند سازند مخزنی (سازند آسماری و بخش ماسه سنگی اهواز، سازند ایلام و سازند سروک است). این میدان از سال ۱۳۵۳ مورد بهره برداری قرار گرفت و تا خرداد ۱۳۸۳ تعداد ۵۸ حلقه چاه در آن حفاری گردیده است. بر اساس نقشه‌های حاصل از مطالعات لرزه‌نگاری و نقشه‌های ساختمانی زیرزمینی تهیه شده،‌ می‌توان میدان منصوری را تاقدیسی کشیده با دامنه‌های ملایم و کم شیب در راستای شمال غرب ـ جنوب شرق در نظر گرفت. شیب دامنه شمالی کمی بیشتر از دامنه جنوبی است و به ترتیب حدود ۸-۶ درجه و ۶-۵ درجه شیب دارند. شیب دماغه‌های شرقی و غربی نیز حدود ۱ تا ۵/۱ درجه می‌باشد.
مخزن آسماری و بخش ماسه‌سنگی اهواز حاوی نفتی با ۳۰ درجة API و ۲ درصد سولفور است ]۱[. ابعاد مخزن آسماری در سطح تماس آب و نفت حدود ۳۰ کیلومتر طول و ۵/۳ کیلومتر عرض دارد. سطح تماس آب و نفت در این مخزن در حدود عمق ۲۲۷۲ متری زیر سطح دریا تعیین شده است. با توجه به اینکه نقطة ستیغ مخزن بر روی نقشه ساختمانی حدود عمق ۲۱۴۴ متری زیر سطح دریا را نشان می‌دهد و با احتساب آخرین منحنی بسته مخزن (۲۴۰۰ متری)، میزان بستگی قائم در حدود ۲۵۶ متر محاسبه شده است، ارتفاع ستون نفت در قسمت‌های مرکزی مخزن حدود ۱۲۸ متر می‌باشد که به سمت دماغه‌های مخزن از میزان آن کاسته می‌شود.

بحث
لیتولوژی:
بررسیهای پتروگرافی مقاطع نازک و مطالعات نمودارها حاکی از آن است که مخزن آسماری در این میدان تناوبی از آهک، دولومیت، ماسه سنگ و شیل است. مخزن آسماری به ۸ زون (لایه) تقسیم شده و هر زون دارای لیتولوژی و اختصاصات پتروفیزیکی مربوط به خود است. زون ۱ عمدتا کربناته (آهکی و دولومیتی)، زونهای ۲،۳،۴ و ۵ عمدتا ماسه سنگی (بخش ماسه سنگی اهواز)، زون ۶ مخلوطی از سنگ آهک، دولومیت، ماسه و شیل و زونهای ۷ و ۸ آهکی و شیلی است. اشکال ۱ و۲ درصد ماسه، دولومیت آهک و رس موجود در زون های مختلف چاه شماره ۴۶ این میدان را نشان می دهد.
پارامترهای پتروفیزیکی:

مخزن آسماری در میدان منصوری به ۸ زون تقسیم بندی شده است. زونهای ۱، ۲ و ۳ حاوی هیدروکربن بوده و بقیه زونها اشباع از آب می باشند. زون ۲ این مخزن کیفیت مخزنی محسوسی نسبت به بقیه زون ها دارد. در شکل ۲ تعدادی از نمودارهای ارزیابی پارامترهای پتروفیزیکی مخزن برای چاه شماره ۴۶ منصوری و در شکل ۳ برای زون ۲ کل میدان جهت نمونه آورده شده است. ارزیابی پتروفیزیکی این زون ها به شرح زیر است:
زون۱- این لایه عمدتاً از آهک های دولومیتی و دولومیت های آهکی، آهک و یک لایه آهک شیلی تشکیل یافته و از میزان تخلخل خوب تا خیلی خوب برخوردار است. میزان ضخامت خالص در این زون متنوع بوده و از مقدار کمتر از یک متر تا ۲۱ متر (در اطراف چاه شماره ۴۳) متغیر است. مقدار ضخامت خالص در قسمت های مرکزی تاقدیس نسبت به یالها و دماغه های تاقدیس بیشتر است. مقدار ضخامت خالص به ناخالص نیز مقادیر متنوعی بوده و در قسمت های مرکزی تاقدیس خصوصاً اطراف چاههای ۱۲،۲۹،۲۸،۳۴،۴۳ از ۵/۰ بیشتر است. این نسبت در اطراف چاه شماره ۳۴ حداکثر مقدار خود (۹۸/۰) را دارا می باشد. متوسط اشباع آب ضخامت های خالص بین ۳۰ تا ۵۰ درصد بوده و در هیچ کدام از چاهها از ۳۰ درصد کمتر نیست. مقدار ستون مفید هیدروکربن در این زون به حداکثر ۶/۲ متر (چاه ۴۳) می رسد. این زون در پاره ای از چاهها کلاً آبزده می باشد (مانند چاه ۴۶ هر چند که در قسمت های میانی تاقدیس قرار دارد). مسلماً مقدار ضخامت خالص در چاههایی که خارج از بستگی افقی حفر شده اند مانند چاه ۲۷، صفر و یا ناچیز خواهد بود.
زون ۲- این لایه عمدتاً از ماسه ها ی شیلی، ماسه سنگ و ماسه های آهکی تشکیل یافته و از توسعه تخلخل خوب و خیلی خوب بعضاً متوسط برخوردار و هیدروکربن دار می باشد. بر طبق ارزیابی های به عمل آمده، این زون از کیفیت مخزن به مراتب بهتری نسبت به سایر زونها برخوردار می باشد. میزان ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل و همچنین ستون مفید هیدروکربن در این زون بالا بوده به طوری که میزان ضخامت خالص در پاره ای از چاهها به مقدار بیش از ۳۰ متر و ستون هیدروکربن ۸ متر بالغ می شود. اصولاً زونهای ۲، ۳، ۴ و ۵ در میدان منصوری عمدتاً از ماسه سنگ تشکیل شده و با توجه به سیمان شدگی کم این ماسه سنگها، کیفیت مخزنی این افق ها بسیار بالاست. شکل ۱ صحت این مطالب را برای چاه شماره ۴۶ خاطرنشان می کند. همچنین نمودارهای موجود در شکل ۳ تغییرات میدانی پنج پارامتر پتروفیزیکی را در زون مخزنی ۲ نشان می دهند.
زون ۳- این لایه عمدتاً ار ماسه سنگ، ماسه های شیلی و آهک های دولومیتی تشکیل یافته و دارای تناوبی از توسعه تخلخل خیلی خوب تا پایین برخوردار است و در بخش میانی بصورت رگه های ضخیم هیدروکربن دار می باشد. قسمت عمده این زون ماسه سنگی بوده که در افزایش کیفیت مخزن نقش مهمی را ایفا نموده است. بر اساس مطالعات میدان انجام گرفته به طور کلی در این میدان مقدار نسبت ضخامت خالص به نا خالص نسبت به زون ۲ کاهش را نشان می دهد هر چند که گاه به بیش از ۶/۰ (چاه شماره ۴۲) می رسد این لایه ستون هیدروکربنی خوبی دارد به طور کلی این لایه تولیدی بوده و از کیفیت مخزنی نسبی مناسبی برخوردار است. زون ۴ تا ۸- از آنجایی که سطح تماس آب و نفت برای کل میدان در عمق ۲۲۷۲ متری زیر سطح دریا (۲۲۷۹ متر از سطح زمین) قرار دارد، لذا قسمت پایین زون ۳ و زونهای ۴،۵،۶،۷،۸ مخزن آسماری این میدان زیر سطح تماس آب و نفت واقع گردیده و میزان ضخامت خالص، ستون مفید هیدروکربن و نسبت ضخامت خالص به ناخالص در این زون ها صفر و یا بسیار ناچیز است.

نتیجه گیری
۱- مخزن آسماری به ۸ زون (لایه) تقسیم شده است که هر زون دارای لیتولوژی و اختصاصات پتروفیزیکی مربوط به خود است. زون یک عمدتا کربناته (آهکی و دولومیتی)، زونهای ۲، ۳،۴ و ۵ عمدتا ماسه سنگی (بخش ماسه سنگی اهواز)، زون ۶ مخلوطی از سنگ آهک، دولومیت، ماسه و شیل و زونهای ۷ و ۸ آهکی و شیلی است.
۲- مقایِسه زونهای مختلف مخزن در چاه شماره ۴۶ نشان می دهد که با افزایش عمق بر میِزان شیل و آهک بطور نسبی افزوده می شود ولی مقدار کوارتز بویژه در زونهای خاص (۲، ۳، ۴ و ۵) درصد عمده ای را تشکیل داده و در زون ۵ بمقدار کم یافت می شود. میزان دولومیت بطور نسبی با افزایش عمق کاهش می یابد و بیشترین مقدار آن در زون ۱ مشاهده می شود.
۳- درصد اشباعی آب و نفت در چاه شماره ۴۶ در زون ۲ و ۳ بترتیب کاهش و افزایش می یابد و این نشانه تمرکز نفتی بیشتر در بخشهای ماسه سنگی است. در زون ۱ که یک زون آهکی- دولومیتی است تغییرات این دو پارامتر قابل توجه است ولی درصد اشباع نفت آن از زونهای ۲ و ۳ کمتر می باشد.
۴- تغییرات درصد اشباع آب و نفت در مخزن حاکی از کنترل لیتولوژیکی توزیع نفت است، بطوریکه در زون ۲ و ۳ بدلیل بالا بودن درصد ماسه سنگ، بیشترین مقدار را داراست. در این زون فرایند دولومیتیزاسیون غالب نیست.
۵- بر اساس ارزیابی های به عمل آمده زون ۲ با بیش از ۸۰ درصد ماسه بیشترین ستون مفید هیدروکربنی، ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل را دارا بوده و نظر به اشباع آب کم آن (۲۰ درصد برای زون های مفید)، بهترین کیفیت مخزنی را در بین زون های دیگر دارا می باشد. پس از آن زون های ۳ و ۱ از کیفیت مخزنی مناسب تری برخوردارند. از آنجایی که زونهای ۴ تا ۸ زیر سطح تماس آب و نفت قرار دارند، لایه تولیدی نبوده و از کیفیت مخزنی پایینی برخوردارند. زون ۲ بهترین لایه تولیدی نفت از نظر پارامترهای پتروفیزیکی به شمار می رود.

منابع
۱- مطیعی، ه. ،۱۳۷۲، زمین‌شناسی ایران، چینه‌شناسی زاگرس، سازمان زمین‌شناسی کشور.
۲- Durrast, H., & Siegesmund, S., 1999, Correlation between rock fabrics and physical properties of carbonate reservoir rocks, Int. J. Earth Sci., 88, 392-408. 3- Jardine, D., & Wilshart, J.W., 1987, Carbonate reservoir description. Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 40, 129-152 4- Lucia, F. J., 1999, Carbonate reservoir rocks, Springer-verlog Berlin Heidelberg New York, 226 P. 5- Luo, P., & Machel, H.G., 1995, Pore size and pore throat types in a heterogeneous dolostone reservoir, Devonian Grosmont Formation, Western Canada sedimentary basin. Am. Assoc. Petr. Geol. Bull. Vol. 79, P. 1698-1720. 6- Murray, R. C.,& Pray, L.C., 1965, Dolomitization and limestone digenesis, An introduction, Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 13, 1-2 7- Nelson, R. A., 1985, Geological analysis of naturally fractured reservoirs. Gulf Publishing, Houston, pp.1-320 8- Schlumberger, 1989, Log interpretation/ Application, 2 nd edition, Schlumberger Well Services. 9- Sun, S.Q., 1995, Dolomite reservoirs: Porosity evolution and reservoir characterization, AAPG Bull., 79, 186-204 10- Wardlaw, N.C., 1965, Pore geometry of carbonate rocks, as revealed by pore casts and capillary pressure, AAPG Bull., 60, 245-257. 11- Warren, J., 2000, Dolomite: occurrence, evolution and economically important associations, Earth Science Reviews Vol. 52, P. 1-81 12- Zenger, D.H., Dunham, J.B., & Ethington, R.L., 1980, Concepts and models of dolomitization, Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 28, 1-320.

سعید علیزاده پیرزمان/