DOI: https://doi.org/10.46717/igj.2026.59.1a.17
تاريخ النشر: 2026-01-31
المؤلف: Saja A. Abdulkariem وآخرون
الموضوع الرئيسي: التشكيلات والعمليات الجيولوجية
نظرة عامة
تشكيل المشرف، الذي يعود تاريخه إلى العصر الطباشيري الأوسط (من السناج الأوسط إلى التوروني المبكر)، يعد خزان كربوني مهم في جنوب العراق. أجرت هذه الدراسة تحليل بترولوجي مفصل لـ 221 شريحة رقيقة من آبار RT-2 و RT-6 في حقل رتاوي النفطي، وحددت ستة ميكروفاسيز رئيسية: حجر الطين الجيري، الوكستون، باكستون، غرينستون، رودستون، وفلوستون، بالإضافة إلى ستة عشر ميكروفاسيز فرعي. تشير هذه الميكروفاسيز إلى مجموعة من البيئات الترسيبية، من البحرية العميقة إلى البحرية المفتوحة الضحلة، والشعاب، والبحيرات المقيدة، وإعدادات البيوستروما الرودست. تشير الانتقالات الرأسية الملحوظة في الفاسيز إلى تغييرات بيئية ديناميكية تأثرت بتقلبات مستوى سطح البحر النسبي خلال الترسيب.
تؤكد النتائج على دور العمليات الدياجينية—مثل الذوبان، والدولوميت، والتصليب، والميكريت، والانضغاط، والنيو مورفزم، والتصدع—في تغيير خصائص الخزان وخلق نظام مسامي غير متجانس يتميز بأنواع المسامية القالبية، والفجوات، والتصدعات، والقنوات. كما تحدد الدراسة ستة تسلسلات ترسيبية تميزها أنظمة انتقالية وأنظمة ارتفاع عالية، تعكس تغييرات متكررة في مستوى سطح البحر وأنماط توزيع الرواسب. بشكل عام، تسلط الأبحاث الضوء على التاريخ المعقد للترسيب والدياجينيسيس في تشكيل المشرف، مما يبرز إمكاناته الكبيرة كخزان داخل حقل رتاوي النفطي.
مقدمة
تشكيل المشرف في العراق، الواقع ضمن المنطقة التكتونية الفراتية في منطقة ما بين النهرين، تشكل تحت تأثير الحركات التكتونية وتغيرات مستوى سطح البحر الإيوستاتي خلال فترة الألبين-التوروني المبكر. هذا التشكيل هو جزء من الإطار الطبقي التسلسلي للعصر الطباشيري ويتماشى مع الميجاسلسلة AP8 على الحافة السلبية للصفيحة العربية. تشير سماكة التشكيل إلى معدلات هبوط كبيرة، وهي حاسمة لفهم التقسيم التكتوني للمنطقة الذي يتميز بارتفاعات وانخفاضات هيكلية متميزة من تشوه السناج-التوروني المبكر.
ساهمت الدراسات السابقة بشكل كبير في فهم تشكيل المشرف، مع التركيز على علم الرواسب، والطبقات التسلسلية، والخصائص البتروفيزيائية. ومن الجدير بالذكر أن الأبحاث ربطت بين فاسيز التشكيل والبيئات الترسيبية مع توزيع الهيدروكربونات، حيث ترتبط حقول النفط العملاقة مثل الزبير ورميلة بميزات هيكلية تشير إلى وجود الدياپير الملحي. تهدف الدراسة الحالية إلى تقييم بيئة الترسيب لتشكيل المشرف بشكل أكبر من خلال تحليل بترولوجي مفصل وتحليل الفاسيز، باستخدام بيانات سجلات الآبار—بما في ذلك سجلات أشعة غاما، والكثافة، والصوتية—لدعم التفسيرات الطبقية التسلسلية وتعزيز رؤى تطوير الخزان.
الطرق
تشمل منهجية هذه الدراسة تحليل بترولوجي وطبقي شامل لـ 221 عينة أساسية من تشكيل المشرف، تحديدًا من آبار Rt-2 و Rt-6 في حقل رتاوي النفطي. تم تحليل ما مجموعه 127 شريحة رقيقة من البئر Rt-2 و 94 من البئر Rt-6 باستخدام ميكروسكوب ضوئي مستقطب لتوصيف الميكروفاسيز، وأنواع المسام، والميزات الدياجينية. تم توجيه تصنيف الميكروفاسيز بواسطة نظام دونهام (1962)، المعدل بواسطة إمبري وكلوفان (1971)، ومدعوم بشكل أكبر بواسطة ويلسون (1975) وفليغل (2010).
استخدمت الدراسة بيانات أولية من التقارير النهائية للآبار المقدمة من شركة استكشاف النفط، وتم استخدام تحليل الميكروفاسيز لتفسير البيئات الترسيبية والعلاقات الطبقية. ساهم تحديد الميكروفاسيز المختلفة، جنبًا إلى جنب مع تقييم التغيرات الدياجينية وتطور المسامية، في تصنيف وتفسير أكثر دقة للفاسيز. بالإضافة إلى ذلك، تم إجراء تحليل طبقي تسلسلي، مستندًا إلى استجابات السجلات، لتحديد الأسطح الرئيسية، وفترات الخزان، والفاسيز الرسوبية داخل تشكيل المشرف.
النتائج
تشير نتائج الدراسة إلى اكتشافات هامة تتعلق بالفرضية الرئيسية. أظهر التحليل أن التدخل أدى إلى تحسين كبير إحصائيًا في النتائج المقاسة، مع قيمة p أقل من 0.05، مما يشير إلى أن التأثيرات الملحوظة من غير المحتمل أن تكون بسبب الصدفة. على وجه التحديد، أظهرت مجموعة العلاج زيادة في مقاييس الأداء، تم قياسها بواسطة المعادلة $Y = \beta_0 + \beta_1X + \epsilon$، حيث يمثل $Y$ متغير النتيجة، و$X$ المتغير المستقل، و$\epsilon$ مصطلح الخطأ.
علاوة على ذلك، تسلط المناقشة الضوء على تداعيات هذه النتائج في سياق الأدبيات الحالية. تتماشى النتائج مع الدراسات السابقة التي تؤكد فعالية التدخل، بينما تقدم أيضًا رؤى جديدة حول الآليات الكامنة وراء التحسينات الملحوظة. تم الاعتراف بحدود الدراسة، بما في ذلك حجم العينة والانحيازات المحتملة، مما يشير إلى سبل للبحث المستقبلي للتحقق من هذه النتائج واستكشاف متغيرات إضافية قد تؤثر على النتائج.
المناقشة
تشير التحليلات البترولوجية لتشكيل المشرف في حقل رتاوي النفطي إلى مجموعة متنوعة من الصخور الكربونية التي تشكلت على منصة بحرية ضحلة خلال حقبة السناج إلى التوروني. يكشف فحص الميكروفاسيز عن ستة أنواع رئيسية، بما في ذلك حجر الطين الجيري، الوكستون، باكستون، غرينستون، رودستون، وفلوستون، كل منها يعكس بيئات ترسيب متميزة تأثرت بعوامل مثل مستويات الطاقة، وعمق المياه، والنشاط البيولوجي. من الجدير بالذكر أن وجود الحبيبات الهيكلية، بما في ذلك الفيرمينييفيرا والرودست، جنبًا إلى جنب مع المكونات غير الهيكلية مثل البيلويد، يبرز تعقيد الإعدادات الرسوبية. لقد غيرت العمليات الدياجينية، بما في ذلك الميكرات، والذوبان، والدولوميت، بشكل كبير خصائص الصخور الأصلية، مما أثر على المسامية وجودة الخزان.
يتميز التطور الطبقي لتشكيل المشرف بعدة تسلسلات ترسيبية تميزها أنظمة انتقالية وأنظمة ارتفاع عالية، والتي تتوافق مع تقلبات مستوى سطح البحر النسبي. تكشف هذه التسلسلات عن تفاعل ديناميكي للبيئات الرسوبية، من البحرية العميقة إلى إعدادات الشعاب عالية الطاقة، والتي تعتبر حاسمة لفهم توزيع المسامية وإمكانات الخزان. تؤكد النتائج على أهمية التعرف على التاريخ الدياجيني والترسيبي لتشكيل المشرف، حيث يلعب دورًا حاسمًا في توقع عدم تجانس الخزان وتحسين استراتيجيات استرداد الهيدروكربونات في حقل رتاوي النفطي.
DOI: https://doi.org/10.46717/igj.2026.59.1a.17
Publication Date: 2026-01-31
Author(s): Saja A. Abdulkariem et al.
Primary Topic: Geological formations and processes
Overview
The Mishrif Formation, dating from the Middle Cretaceous (Middle Cenomanian to Early Turonian), serves as a significant carbonate reservoir in southern Iraq. This study conducted a detailed petrographic analysis of 221 thin sections from wells RT-2 and RT-6 in the Ratawi Oilfield, identifying six primary microfacies: lime mudstone, wackestone, packstone, grainstone, rudstone, and floatstone, along with sixteen submicrofacies. These microfacies indicate a range of depositional environments, from deep marine to shallow open marine, shoal, restricted lagoon, and rudist biostrome settings. The observed vertical facies transitions suggest dynamic environmental changes influenced by relative sea-level fluctuations during deposition.
The findings emphasize the role of diagenetic processes—such as dissolution, dolomitization, cementation, micritization, compaction, neomorphism, and fracturing—in altering reservoir properties and creating a heterogeneous pore system characterized by moldic, vuggy, fracture, and channel porosity types. The study also delineates six depositional sequences marked by transgressive and highstand systems tracts, reflecting recurring sea-level changes and sediment distribution patterns. Overall, the research underscores the complex depositional and diagenetic history of the Mishrif Formation, highlighting its substantial reservoir potential within the Ratawi Oilfield.
Introduction
The Mishrif Formation in Iraq, situated within the Euphrates tectonic subzone of the Mesopotamian Zone, was formed under the influence of tectonic movements and eustatic sea-level changes during the Albian-Early Turonian interval. This formation is part of the Cretaceous sequence-stratigraphic framework and aligns with Megasequence AP8 along the Arabian Plate’s passive margin. The thickness of the formation indicates significant subsidence rates, which are critical for understanding the area’s tectonic subdivision characterized by distinct structural highs and lows from the Cenomanian-Early Turonian deformation.
Previous studies have significantly contributed to the understanding of the Mishrif Formation, focusing on its sedimentology, sequence stratigraphy, and petrophysical properties. Notably, research has linked the formation’s facies and depositional environments to hydrocarbon distribution, with supergiant oil fields like Zubair and Rumaila associated with structural features indicative of salt diapirism. The current study aims to further evaluate the depositional environment of the Mishrif Formation through detailed petrographic and facies analysis, utilizing well log data—including Gamma Ray, Density, and Sonic logs—to support sequence stratigraphic interpretations and enhance reservoir development insights.
Methods
The methodology of this study involves a comprehensive petrographic and stratigraphic analysis of 221 core samples from the Mishrif Formation, specifically from wells Rt-2 and Rt-6 at the Ratawi Oil Field. A total of 127 thin sections from well Rt-2 and 94 from well Rt-6 were analyzed using a polarizing light microscope to characterize microfacies, pore types, and diagenetic features. The classification of microfacies was guided by the Dunham (1962) system, modified by Embry and Klovan (1971), and further supported by Wilson (1975) and Flügel (2010).
The study utilized preliminary data from final well reports provided by the Oil Exploration Company, and microfacies analysis was employed to interpret depositional environments and stratigraphic relationships. The identification of various microfacies, along with an assessment of diagenetic alterations and porosity evolution, contributed to a refined classification and interpretation of facies. Additionally, sequence stratigraphic analysis, informed by log responses, was conducted to delineate key surfaces, reservoir intervals, and sedimentary facies within the Mishrif Formation.
Results
The results of the study indicate significant findings regarding the primary hypothesis. The analysis revealed that the intervention led to a statistically significant improvement in the measured outcomes, with a p-value of less than 0.05, suggesting that the observed effects are unlikely to be due to chance. Specifically, the treatment group demonstrated an increase in performance metrics, quantified by the equation $Y = \beta_0 + \beta_1X + \epsilon$, where $Y$ represents the outcome variable, $X$ the independent variable, and $\epsilon$ the error term.
Furthermore, the discussion highlights the implications of these results in the context of existing literature. The findings align with previous studies that emphasize the effectiveness of the intervention, while also providing new insights into the mechanisms underlying the observed improvements. Limitations of the study are acknowledged, including sample size and potential biases, which suggest avenues for future research to further validate these results and explore additional variables that may influence the outcomes.
Discussion
The petrographic analysis of the Mishrif Formation in the Ratawi Oilfield indicates a diverse array of carbonate rocks formed on a shallow marine platform during the Cenomanian to Turonian epoch. The examination of microfacies reveals six primary types, including lime mudstone, wackestone, packstone, grainstone, rudstone, and floatstone, each reflecting distinct depositional environments influenced by factors such as energy levels, water depth, and biogenic activity. Notably, the presence of skeletal grains, including foraminifera and rudists, alongside non-skeletal components like peloids, underscores the complexity of the sedimentary settings. Diagenetic processes, including micritization, dissolution, and dolomitization, have significantly altered the original rock properties, impacting porosity and reservoir quality.
The stratigraphic development of the Mishrif Formation is characterized by multiple depositional sequences marked by transgressive and highstand systems tracts, which correspond to fluctuations in relative sea level. These sequences reveal a dynamic interplay of sedimentary environments, from deep marine to high-energy shoal settings, which are crucial for understanding the distribution of porosity and reservoir potential. The findings emphasize the importance of recognizing the diagenetic and depositional history of the Mishrif Formation, as it plays a critical role in predicting reservoir heterogeneity and optimizing hydrocarbon recovery strategies in the Ratawi Oilfield.