سرشت نمایی سنگ منشاء سازندهای سورمه، فهلیان، و گدوان در میدان عظیم نفتی گچساران
محورهای موضوعی : ژئوشیمیمجید صفائی فاروجی 1 , حسین رحیم پور بناب 2 , بیوک قربانی 3
1 - دانشگاه تهران
2 - دانشگاه تهران
3 - پژوهشگاه صنعت نفت
کلید واژه: سنگ منشاءسورمه فهلیانگدوان پتانسیل هیدروکربورزایی,
چکیده مقاله :
هدف پژوهش پیش رو ارزیابی ژئوشیمیایی آلی سازندهای فهلیان، گدوان، و سورمه به عنوان سنگ های منشاء احتمالی در میدان نفتی گچساران با استفاده از روش پیرولیز راک اِوَل می باشد. تمام نمونه های هر سه سازند دارای مقادیر شاخص مهاجرت (S1/TOC) کمتر از 5/1 می باشند که نشاندهنده طبیعت برجای هیدروکربورهای موجود در آنها می باشد. نمودارهای TOC در مقابل S2 و TOC در مقابل S1+S2 حاکی از پتانسیل هیدروکربورزایی مناسب برای سازندهای فهلیان و سورمه و مناسب تا خوب برای سازند گدوان است. کروژن موجود در سازندهای فهلیان و سورمه از نوع III و سازند گدوان از نوع مخلوط II-III و نوع II، تعیین شد. از اینرو، سازندهای فهلیان و سورمه حاوی مواد آلی با منشاء خشکی (گاززا)، و سازند گدوان حاوی مواد آلی با هر دو منشاء آواری و دریایی (با توانایی تولید هر دوی نفت و گاز) می باشند. مطابق با نمودار T max در مقابل شاخص هیدروژن (HI)، سازند گورپی سازندی با توانایی تولید مخلوط نفت و گاز، و گاز می باشد و سازندهای فهلیان و سورمه سازندهایی با توانایی تولید فقط گاز می باشند. اما بر اساس ترسیم مقادیر TOC در برابر S2/S3، هر سه سازند گدوان، فهلیان، و سورمه سازندهایی گاززا تعیین شدند. از لحاظ نوع رخساره آلی، سازند سورمه در بخش CD، سازند فهلیان در بخش C و CD، و سازند گدوان عمدتاً در بخش BC و C از نمودار جونز قرار می گیرند. از اینرو، سازند گدوان نسبت به سازند فهلیان و این سازند نسبت به سازند سورمه در شرایط احیایی تر نهشته شده اند. همچنین، هر سه سازند گدوان، فهلیان، و سورمه از لحاظ بلوغ حرارتی در پنجره نفت زایی قرار می گیرند، با این تفاوت که بلوغ سازند سورمه از فهلیان و سازند فهلیان از گدوان بیشتر است.
The aim of this study is geochemical evaluation of the Fahlian, Gadvan, and Surmeh formations as possible source rocks in Gachsaran oil field using Rock-Eval Pyrolysis manner. All of the studied samples possess migration index amounts lower than 1.5 showing indigenous nature of their hydrocarbons. TOC versus S2 and TOC against S1+S2 diagrams suggest fair hydrocarbon generation potential for the Fahlian and Surmeh formations and fair to good potential for the Gadvan formation. for the Fahlian and Surmeh formations type III kerogen and for the Gadvan formation mixed type II and II-III kerogens were identified. So, the Fahlian and Surmeh formations contain organic matter with terrigenous source (gas prone) and the Gadvan Formation possess both of marine and terrigenous organic matter (oil and gas prone). According to the cross plot of Tmax versus Hydrogen index (HI), the Gurpi formation is capable of mixed gas and oil, and gas generation and the Fahlian and Surmeh formations considered only gas prone formations. In terms of organic facies type, the surmeh, Fahlian, and Gurpi formations located in CD, C and CD, and BC and C zones of jones diagram, respectively. So, the Gadvan formation in compare to the Fahlian formation and the Fahlian formation in compare to the Surmeh formation, deposited under more anoxic conditions. In terms of thermal maturity, All of the Fahlian, Gadvan, and Surmeh formations located in oil window zone, but the Surmeh formation possess higher maturity than the Fahlian formation and the Fahlian formation have highr maturity in compare to the Gadvan formation.
مقاله: زینل زاده ا.، معین پور م.، شایسته م.، حیدری فرد م.، 1389، مدل سازی دوبعدی سیستم هیدروکربوری میادین گچساران و بی بی حکیمه، مجله پژوهش های چینه نگاری و رسوب شناسی، سال بیست و ششم، شماره پیاپی 41، شماره چهارم، صفحات 111 تا 124.
Alavi, M., 2004. Regional stratigraphy of the Zagros fold-thrust belt of Iran and its proforeland evolution. Am. J. Sci. 304(1), 1–20.
Tissot and Welte., 1978. . Petroleum Formation and Occurrence: A New Approach to Oil and Gas Exploration., Springer-Verlag.
Dembicki, H., 2016. Practical petroleum geochemistry for exploration and production. Elsevier
Dembicki Jr, H., 2009. Three common source rock evaluation errors made by geologists during prospect or play appraisals. Am. Assoc. Pet. Geol. Bull. 93, 341–356.
Espitalié, J., Laporte, J.L., Madec, M., Marquis, F., Leplat, P., Paulet, J., 1977. Méthode rapide de caractérisation des roches mères, de leur potential pétrolier et de leu degree d’évolution. Rev. l’Institut Français du Pétrole 32, 23–45.
Hakimi, M.H., Abdullah, W.H., Alqudah, M., Makeen, Y.M., Mustapha, K.A., 2016. Organic geochemical and petrographic characteristics of the oil shales in the Lajjun area, Central Jordan: Origin of organic matter input and preservation conditions. Fuel 181, 34–45.
Hunt, J.M., 1996. Petroleum geochemistry and geology. WH Freeman New York.
James, G.A., Wynd, J.G., 1965. Stratigraphic nomenclature of Iranian oil consortium agreement area. Am. Assoc. Pet. Geol. Bull. 49, 2182–2245.
Jones, R.., 1987. Organic Facies. In: Brooks, J., Welte, D. (Eds.), Advances in Petroleum Geochemistry. Acad. Press. New York 1–90.
Katz, B.J., Elrod, L.., 1983. Organic geochemistry of offshore California, Middle Miocene to Lower Pliocene strata. Geochim. Cosmochim. Acta 47, 389–396.
Maravelis, A.G., Chamilaki, E., Pasadakis, N., Zelilidis, A., Collins, W.J., 2017. Hydrocarbon generation potential of a Lower Permian sedimentary succession (Mount Agony Formation): Southern Sydney Basin, New South Wales, Southeast Australia. Int. J. Coal Geol. 183, 52–64.
Motiei, H., 1993. Stratigraphy of Zagros. Treatise Geol. Iran 60, 151.
Nairn, A.E.M., Alsharhan, A.., 1997. Sedimentary basins and petroleum geology of the Middle East, Elsevier.
Ola, P.S., Aidi, A.K., Bankole, O.., 2018. Clay mineral diagenesis and source rock assessment in the Bornu Basin, Nigeria: Implications for thermal maturity and source rock potential. Mar. Pet. Geol. 89, 653–664.
Peters, K.E., 1986. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis. Am. Assoc. Pet. Geol. Bull. 70, 318–329.
Peters, K.E., Cassa, M.R., 1994. Applied source rock geochemistry: Chapter 5: Part II. Essential elements.
Peters, K.E., Moldowan, J.M., 1993. The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments.
Setudehnia, A., 1978. The mesozoic sequence in southwest Iran and adjacent areas. J. Pet. Geol. 1, 3–42.
Sharland, P.R., 2001. Arabian Plate sequence stratigraphy, Gulf PetroLink, Manama, Bahrain.
Tissot, B., Durand, B., Espitalie, J., Combaz, A., 1974. Influence of the nature and diagenesis of organic matter in the formation of petroleum. Am. Assoc. Pet. Geol. Bull. 58, 499–506.
Tissot, B.P., Welte, D.H., 1984. Petroleum Formation and Occurrence, springer.
Van Buchem, F.S.P., Allan, T., Lausen, G.V., Lotfpour, M., Moallemi, A., Monibi, S., Motiei, H., Pickard, N., Tahmasbi, A.R.,
Vedrenne, V., Vincent, B., 2010. . Regional stratigraphic architecture and reservoir types of the Oligo-Miocene deposits in the Dezful Embayment (Asmari and Pabdeh Formations) SW Iran. GEOL. SOC. SPEC. PUBL, London 329, 219–263.
Yandoka, B.M.S., Abdullah, W.H., Abubakar, M.B., Hakimi, M.H., Jauro, A., Adegoke, A.K., 2016. Organic geochemical characterisation of shallow marine Cretaceous formations from Yola Sub-basin, Northern Benue Trough, NE Nigeria. J. African Earth Sci. 117, 235–251.
Ziegler, M.A., 2001, 2001. Late Permian to Holocene paleofacies evolution of the Arabian Plate and its hydrocarbon occurrences. GeoArabia 6 (3), 445–504.
نشریه علمی– پژوهشی زمین شناسی نفت ایران سال یازدهم، شماره 22، پائیز و زمستان 1400ص26-38
Iranian Journal of petroleum Geology No. 22, Autumn & Winter 2022, pp. 26-38
Dor:20.1001.1.22518738.1400.11.22.1.1
بررسی ویژگی های ژئوشیمیایی سازندهای سورمه، فهلیان و گدوان در میدان عظیم نفتی گچساران
مجید صفائی فاروجی1، حسین رحیم پور بناب2*، بیوک قربانی3
1-دانشجوی کارشناسی ارشد زمین شناسی نفت، دانشکدة زمین شناسی، دانشگاه تهران، تهران، ایران
2-استاد، دانشکدة زمین شناسی، دانشگاه تهران، تهران، ایران
3-رئیس گروه پژوهش ژئوشیمی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران
دريافت بهمن 1397، پذيرش خرداد 1398
چکیده
هدف پژوهش پیش رو ارزیابی ژئوشیمیایی آلی سازندهای فهلیان، گدوان، و سورمه به عنوان سنگ های منشاء احتمالی در میدان نفتی گچساران با استفاده از روش پیرولیز راک اِوَل می باشد. تمام نمونه های هر سه سازند دارای مقادیر شاخص مهاجرت (S1/TOC) کمتر از 5/1 می باشند که نشاندهنده طبیعت برجای هیدروکربورهای موجود در آنها می باشد. نمودارهای TOC در مقابل S2 و TOC در مقابل S1+S2 حاکی از پتانسیل هیدروکربورزایی مناسب برای سازندهای فهلیان و سورمه و مناسب تا خوب برای سازند گدوان است. کروژن موجود در سازندهای فهلیان و سورمه از نوع III و سازند گدوان از نوع مخلوط II-III و نوع II می باشد. از اینرو، سازندهای فهلیان و سورمه حاوی مواد آلی با منشاء خشکی (گاززا)، و سازند گدوان حاوی مواد آلی با هر دو منشاء آواری و دریایی (با توانایی تولید هر دوی نفت و گاز) می باشند. مطابق با نمودار T max در مقابل شاخص هیدروژن (HI) و S2 در مقابل TOC سازند گدوان سازندی با توانایی تولید مخلوط نفت و گاز، و گاز می باشد و سازندهای فهلیان و سورمه سازندهایی با توانایی تولید فقط گاز می باشند. با این حال، بر اساس ترسیم مقادیر TOC در برابر S2/S3، هر سه سازند مورد مطالعه سازندهایی گاززا می باشند. از لحاظ نوع رخساره آلی استنباط شده از طریق ترسیم نمودار جونز، سازند سورمه محیط عمیق مجاور مناطق کوهزایی، سازند فهلیان محیط احیایی با نرخ رسوب گذاری متوسط و محیط عمیق مجاور مناطق کوهزایی، و سازند گدوان عمدتاً محیط آواری حاوی مواد آواری و دریایی نیمه اکسیدی با نرخ رسوب گذاری بالا را نشان می دهند. از اینرو، سازند گدوان نسبت به سازند فهلیان و این سازند نسبت به سازند سورمه در شرایط احیایی تر نهشته شده اند. همچنین، هر سه سازند گدوان، فهلیان، و سورمه از لحاظ بلوغ حرارتی در پنجره نفت زایی قرار می گیرند، با این تفاوت که بلوغ سازند سورمه از فهلیان و سازند فهلیان از گدوان بیشتر است.
کلمات کلیدی: سنگ منشاء، سورمه، فهلیان، گدوان، پتانسیل هیدروکربورزایی
1-مقدمه
رسوبات واقع در جنوب غرب ایران به سن ژوراسیک تا اوایل کرتاسه با عنوان گروه خامی شناخته می شوند. که شامل سازندهای سورمه، هیث، فهلیان، گدوان و داریان می باشد. این گروه توسط سازند شیلی کژدمی از گروه بنگستان تفکیک می شود. در طول دوره کرتاسه، رسوبات گروه خامی حاشیه شرقی صفحه عربی را شکل دادند و در طول حاشیه جنوبی اقیانوس نئوتتیس جای گرفت [2, 19, 26]. در زمان تریاس پسین تا کرتاسه پیشین، حوضة جنوب غرب ایران اغلب شامل رسوبات شلف کربناته (از قبیل گروه بنگستان و خامی) و کربناته دریایی باز (از قبیل سازند گرو) و رسوبات تبخیری اندکی (از قبیل سازند گوتنیا) بود که در محیط حاشیه غیر فعال (Passive margin) نهشته شدند ]2، 19، 24[. در بازه زمانی ژوراسیک تا کرتاسه، حوضة جنوب غربی ایران شامل حوضه فارس تا بخش جنوب شرقی فروافتادگی دزفول و دشت آبادان، فرونشینی آرام و ثابتی را متحمل شدند که منجر به نهشته شدن رسوبات دریایی کم عمق (Shallow marine) تا زمان کرتاسه پسین شد. بعد از بالا آمدن سطح آب دریا در طول کرتاسه پیشین، بخش بالایی گروه خامی (شامل سازندهای فهلیان، گدوان، و داریان) در یک رمپ کربناته با شیب ملایم به سمت شرق و بر روی تبخیری های ژوراسیک (سازند هیث) نهشته شد ]14[.
2-اهمیت مطالعه
تاکنون سازندهای فهلیان، گدوان و سورمه در میدان نفتی گچساران از لحاظ ژئوشیمیایی مورد ارزیابی قرار نگرفته اند. بنابراین، این پژوهش که احتمال سنگ منشاء بودن این سازندها را مورد ارزیابی قرار می دهد از اهمیت بسیار بالایی برخوردار است. علاوه بر این، مطالعه بر روی سازندهای واقع در میدان نفتی گچساران که یکی از میادین مهم و عظیم در ایران و حتی خاورمیانه می باشد بر اهمیت مطالعه و بررسی ژئوشیمیایی این میدان می افزاید.
3-موقعیت میدان مورد مطالعه
شکل 1: چارت سنگ چینه نگاری رسوبات مزوزوئیک حوضة زاگرس]8[.
شکل 2: موقعیت جغرافیایی میدان نفتی گچساران ]1[.
4-مواد و روش ها
در مطالعه فعلی، تعداد 4 نمونه خرده حفاری از سازند فهلیان (3 نمونه از چاه شماره 55 و 1 نمونه از چاه 83)، 7 نمونه از سازند گدوان (4 نمونه از چاه 55 و 3 نمونه از چاه 83)، و تعداد 4 نمونه از سازند سورمه (چاه 55) انتتخاب شدند. مقدار 50 تا 70 گرم از هر نمونه تیمار و هموژنیزه و سپس مورد ارزیابی ژئوشیمیایی با استفاده از ابزار پیرولیز راک اِوَل قرار گرفتند. مهمترین پارامترهای بدست آمده از طریق این تکنیک عبارتند از: S1 که با واحد میلی گرم هیدروکربن در هر گرم سنگ(mg HC/g rock) بیان می شود و نشاندهنده هیدروکربورهای تولیدی یا آزاد موجود در سنگ منشاء می باشد که در دمای 300 درجه سانتی گراد به صورت پیک S1 ثبت می شوند. در درجه حرارت 300 تا 600 درجه سانتی گراد پیک S2 که به صورت میلی گرم هیدروکربور در هر گرم سنگ (mg HC/g rock) بیان می شود ثبت می شود و نشاندهنده پتانسیل تولید هیدروکربن باقیمانده در کروژن و یا به عبارتی مقدار هیدروکربن های تولیدی در اثر شکست حرارتی کروژن می باشد و به عنوان شاخص مقدار هیدروژن همراه با کروژن موجود در رسوب استفاده می شود. در طول حرارت دادن نمونه از دمای 300 تا 390 درجه سانتی گراد، دی اکسید کربن حاصله از نمونه اندازه گیری می شود و به عنوان پیک S3 ثبت می شود. S3 که با واحد میلی گرم دی اکسید کربن در هر گرم سنگ (mg CO2/gram rock) بیان می شود، به عنوان شاخص مقدار اکسیژن همراه با کروژن استفاده می شود. علاوه بر این، شاخص هیدروژن، HI، با فرمول S2/TOC ×100 بیان می شود، شاخص اکسیژن OI، با فرمول S3/TOC ×100، T max به عنوان حداکثر درجه حرارتی که پیک S2 ثبت می شود، و مقدار کل کربن آلی (TOC) از پارامترهای مهم دیگر می باشند که به کمک پیرولیز راک-ایول بدست می آیند ]3[. پتانسیل تولید1 پارامتر دیگر مورد استفاده برای ارزیابی پتانسیل تولید هیدروکربن سنگ های منشاء می باشد که از طریق مجموع مقادیر پیک های S1 و (PP=S1+S2) S2 محاسبه می شود ]22، 23[. شاخص تولید2 پارامتر دیگری است که می توان در ارزیابی های بلوغ حرارتی از آن استفاده کرد ]17[. در جدول 1 پارامترهای حاصل از آنالیز پیرولیز راک اِوَل نمونه های مورد مطالعه آورده شده است. همچنین، مقادیر انعکاس ویترینایت برای و نمونه از سازندهای سورمه و گدوان اندازه گیری شد که در جدول 2 این مقادیر نمایش داده شده اند. برای اندازه گیری انعکاس ویترینایت ابتد کروژن با استفاده از اسیدهای HCL و HF تخلیص شد. بدین معنا که کلیه کانی های همراه شامل کربنات و سیلیس حذف شد. سپس از کروژن تخلیص شده، قرص و اسلاید تهیه شد. در ادامه برای اندازه گیری انعکاس ویترینایت از میکروسکوپ مخصوص مجهز به فوتومولتی پلیر (photomultiplayer) و کامپیوتر استفاده شد.
جدول 1: پارامترهای حاصل از آنالیز پیرولیز راک اِوَل سازندها
شماره چاه | سازند | عمق (متر) | TOC (wt%) | S1 (mg HC/g Rock) | S1/TOC
| S2 (mg HC/g rock) | S3 (mg CO2/g rock
| S2/S3 | T max (℃)
| PP= S1+S2 | PI= S1/S1+S2 | HI (S2/TOC *100) | OI (S3/TOC *100) |
55 | فهلیان | 3681 | 11/1 | 44/1 | 29/1 | 12/2 | 53/0 | 98/3 | 440 | 56/3 | 4/0 | 191 | 48 |
55 | فهلیان | 3814 | 3/1 | 12/1 | 86/0 | 98/1 | 75/0 | 62/2 | 441 | 10/3 | 36/0 | 152 | 58 |
55 | فهلیان | 4233 | 56/1 | 78/0 | 5/0 | 58/1 | 93/0 | 68/1 | 443 | 36/2 | 33/0 | 101 | 60 |
83 | فهلیان | 3286 | 11/1 | 89/0 | 8/0 | 99/1 | 99/0 | 99/1 | 440 | 88/2 | 31/0 | 179 | 90 |
55 | گدوان | 3590 | 89/0 | 79/0 | 88/0 | 55/0 | 86/0 | 63/0 | 437 | 34/1 | 59/0 | 62 | 97 |
55 | گدوان | 3596 | 33/1 | 89/0 | 67/0 | 42/2 | 31/1 | 84/1 | 438 | 31/3 | 27/0 | 182 | 99 |
55 | گدوان | 3636 | 95/1 | 11/2 | 08/1 | 42/4 | 36/1 | 24/3 | 439 | 53/6 | 32/0 | 227 | 70 |
55 | گدوان | 3640 | 79/0 | 47/0 | 59/0 | 32/2 | 64/0 | 58/3 | 440 | 79/2 | 17/0 | 294 | 82 |
83 | گدوان | 3130 | 83/1 | 28/2 | 24/1 | 29/4 | 84/1 | 32/2 | 440 | 57/6 | 35/0 | 234 | 101 |
83 | گدوان | 3138 | 29/1 | 44/1 | 11/1 | 43/2 | 02/1 | 38/2 | 439 | 87/3 | 37/0 | 188 | 79 |
83 | گدوان | 3154 | 99/0 | 77/0 | 77/0 | 47/2 | 84/0 | 93/2 | 440 | 24/3 | 24/0 | 249 | 85 |
55 | سورمه | 4396 | 99/1 | 84/0 | 42/0 | 29/1 | 03/1 | 24/1 | 444 | 13/2 | 39/0 | 65 | 52 |
55 | سورمه | 4402 | 22/2 | 74/0 | 33/0 | 59/2 | 99/0 | 59/2 | 443 | 33/3 | 22/0 | 117 | 45 |
55 | سورمه | 4404 | 74/1 | 85/0 | 48/0 | 78/1 | 68/0 | 62/2 | 444 | 63/2 | 32/0 | 102 | 39 |
55 | سورمه | 4498 | 45/2 | 13/1 | 46/0 | 74/2 | 10/1 | 48/2 | 445 | 87/3 | 29/0 | 112 | 45 |
جدول 2: مقادیر انعکاس ویترینایت اندازه گیری شده برای سازندهای گدوان و سورمه
شماره چاه | سازند | عمق (متر) | نوع نمونه | حداقل انعکاس ویترینایت % | حداکثر انعکاس ویترینایت % | میانگین انعکاس ویترینایت % |
55 | گدوان | 3642 | خرده حفاری | 55/0 | 35/1 | 72/0 |
55 | سورمه | 4404 | خرده حفاری | 61/0 | 45/1 | 77/0 |
5-بحث و بررسی
1-5-بررسی آلودگی نفتی نمونه های مورد مطالعه
استفاده از گل های حفاری پایه نفتی یا مهاجرت هیدروکربورهای نابرجا می تواند موجب آلودگی نمونه های مورد مطالعه و از اینرو ایجاد مقادیر غیر واقعی در پیک S1 و بالطبع انجام تفاسیر اشتباه در مراحل بعدی ارزیابی سنگ منشاء شوند. از اینرو بررسی احتمال آلودگی نفتی نمونه های تحت مطالعه یکی از ابتدایی ترین و ضروری ترین مراحل ارزیابی ژئوشیمیایی سنگ منشاء محسوب می شود. از اینرو، احتمال آلودگی نفتی نمونه های مورد مطالعه که نتایج حاصل مطالعات ژئوشیمیایی آن ها را غیر قابل اعتماد می کند، از طریق ترسیم نمودار S1 در مقابل TOC مورد ارزیابی قرار گرفت ]7[. تمام نمونه های هر سه سازند دارای مقادیر شاخص مهاجرت (S1/TOC) کمتر از 5/1 می باشند که عدم آلودگی آن ها به هیدروکربورهای مهاجرت کرده از لایه های زیرین یا موجود در گل حفاری و به عبارتی برجا بودن هیدروکربورهای موجود در آن ها را نشان می دهد ]12[. در واقع، این به این معناست که هیدروکربن های آزاد (S1) موجود در نمونه ها حاصل تجزیه یا شکست حرارتی ماده آلی برجا می باشند ]20[.
شکل 2: نمودار S1 در مقابل TOC برای اطمینان از عدم آلودگی نفتی نمونه ها ]7[.
2-5-تعیین کمیت ماده آلی و پتانسیل هیدروکربورزایی
TOC، S1 و S2 پارامترهایی هستند که می توان به کمک آن ها غنای نمونه سنگ های مورد مطالعه را بررسی کرد ]3[. مقدار کل کربن آلی (TOC) پارامتری مهم در تعیین کمیت ماده آلی و پتانسیل تولید سنگ های منشاء می باشد ]16[. برای تفسیر غنای سنگ منشاء از طریق TOC، به طور گسترده از یک طبقه بندی (شکل 3) ]15[ استفاده می شود. بر اساس این تقسیم بندی سازندهای فهلیان، گدوان، و سورمه از لحاظ کمیت یا غنای ماده آلی به ترتیب در محدوده خوب (Good)، مناسب (Fair) تا خوب (Good)، و خوب تا خیلی خوب یا عالی قرار می گیرند.
شکل 3: تفسیر نیمه کمی غنای سنگ منشاء بر اساس مقادیر TOC ]15[.
با این حال، استفاده از مقادیر TOC به تنهایی برای ارزیابی پتانسیل سنگ های منشاء کافی نمی باشد. به منظور تولید هیدروکربن از ماده آلی، مقادیر و پتانسیل تولید هیدروکربن بر پایه کل کربن آلی باید با محتویات و میزان هیدروژن موجود در آن متناسب باشد. بنابراین، به منظور تخمین مقدار هیدروژن مرتبط با کربن از مقادیر S2 استفاده می شود ]4[. در واقع، از پارامتر S2 می توان به منظور ارزیابی پتانسیل تولید هیدروکربن سنگ های منشاء بالقوه استفاده کرد ]15، 16[. از اینرو، معمولا از ترسیم نمودار TOC در مقابل S2 (شکل 4) به منظور ارزیابی پتانسیل هیدروکربورزایی رسوبات استفاده می شود. همانطور که در این نمودار مشخص است سازندهای فهلیان و گدوان و سورمه از پتانسیل هیدروکربورزایی مناسبی برخوردار می باشند، و سازند گدوان عمدتاً در محدوده مناسب (Fair) تا خوب (Good) از پتانسیل تولید هیدروکربور قرار می گیرد و به عبارتی نسبت به دو سازند دیگر پتانسیل هیدروکربورزایی بیشتری دارد. همچنین، ترسیم نمودار TOC در مقابل S1+S2 (شکل 5) حاکی از پتانسیل هیدروکربورزایی مناسب برای سازندهای فهلیان و سورمه و مناسب تا خوب برای سازند گدوان است.
3-5-نوع و کیفیت کروژن
باید در نظر داشت که افزایش بلوغ حرارتی موجب کاهش مقدار پارامتر S2 و از اینرو کاهش شاخص هیدروژن (HI) و تفسیر نادرست نوع کروژن می شود و به عبارتی رسوباتی که می توانند در مرحله نابالغ نفت زا باشند، ممکن است گاز زا به نظر برسند ]4[. از اینرو، تفسیر اطلاعات حاضل از پیرولیز راک اِوَل در این مورد زمانی از اعتبار بالایی برخوردار خواهد بود که نمونه های نابالغ از لحاظ حرارتی مورد ارزیابی قرار گیرند. از اینرو باید از پارامترهای قابل اعتماد تری از جمله بیومارکرها در کنار اطلاعات حاصل از آنالیز پیرولیز راک اِوَل استفاده کرد. با این حال، در پژوهش فعلی، برای تعیین نوع کروژن از نمودار های شاخص هیدروژن (HI) در مقابل شاخص اکسیژن (OI) (شکل 6) و TOC در مقابل S2 (شکل 7) استفاده شد. بر این اساس، کروژن موجود در سازندهای فهلیان و سورمه از نوع III و سازند گدوان از نوع مخلوط II-III و نوع II، تعیین شد. از اینرو، سازندهای فهلیان و سورمه حاوی مواد آلی با منشاء خشکی (گاززا)، و سازند گدوان حاوی مواد آلی با هر دو منشاء آواری و دریایی (با توانایی تولید هر دوی نفت و گاز) می باشند.
هرچه مقادیر شاخص اکسیژن کمتر باشد نشاندهده این است که محیط رسوبی احیایی تر و از اینرو اکسید شدگی کمتر و حفظ شدگی بهتر ماده آلی رخ داده است ]20[. همانطور که در شکل 6 نمایش داده شده است، سازند سورمه نسبت به سازند فهلیان و سازند فهلیان نسبت به سازند گدوان حاوی مقادیر کمتری از شاخص اکسیژن می باشند که نشاندهنده حفظ شدگی بهتر ماده آلی به هنگام نهشته شدن و همچنین پس از آن برای سازند سورمه و همچنین نسبت به دو سازند دیگر می باشد. با این حال، باید توجه داشت که بلوغ حرارتی عاملی است که در مقادیر پارامترهای شاخص هیدروژن و اکسیژن تأثیرگذار است و ممکن است موجب بروز خطا در محاسبه آن ها شود.
شایان توجه است که نمودار TOC در مقابل S2 (شکل 7) در تفکیک انواع مختلف کروژن از دقت بیشتری نسبت به نمودارهای مرسوم دیگر از جمله نمودار شبه ون کرولن (شکل 6) برخوردار می باشد چرا که توانایی شناسایی کروژن نوع مخلوط (II-III) را دارد.
همچنین، برای تعیین نوع هیدروکربورهای تولیدی از سازندهای مورد مطالعه، از نمودارهای T max در مقابل شاخص هیدروژن (HI) (شکل 8)، و TOC در برابر S2/S3 (شکل 9) استفاده شد. ترسیم نمودار T max در مقابل شاخص هیدروژن (HI)، سازند گدوان را سازندی با توانایی تولید مخلوط نفت و گاز، و گاز، و سازندهای فهلیان و سورمه را سازندهایی با توانایی تولید فقط گاز معرفی می کند. همچنین، مطابق با این نمودار، بلوغ حرارتی سازند سورمه از سازند فهلیان و بلوغ حرارتی سازند فهلیان از سازند گدوان بیشتر است که با توجه عمق قرارگیری این سازند ها در ستون چینه شناسی ناحیه مورد مطالعه (شکل 1) این ترتیب از سطح بلوغ حرارتی حالت ایده آلی را نشان می دهد. با این حال باید در نظر داشت که با افزایش بلوغ حرارتی مقادیر شاخص هیدروژن کاهش پیدا می کند و از اینرو امکان خطا وجود دارد. با این حال، بر اساس ترسیم مقادیر TOC در برابر S2/S3، هر سه سازند گدوان، فهلیان، و سورمه سازندهایی گاززا تعیین شدند.
شکل 4: ترسیم مقادیر TOC در مقابل S2 نمایش دهنده کیفیت هیدروکربن در مقابل غنای کل کربن آلی (با تغییر از ]4[).
شکل 5: ترسیم مقادیر TOC در مقابل S1+S2 به منظور ارزیابی پتانسیل هیدروکربورزایی سازندها ]6[.
شکل 6: نمودار شاخص اکسیژن (OI) در مقابل شاخص هیدروژن (HI) برای تعیین نوع کروژن ]5[.
شکل 7: نمودار مقدار کل کربن آلی (TOC) در مقابل S2 برای تعیین نوع کروژن ]با تغییر از ]10[.
شکل 8: نمودار T max در مقابل شاخص هیدروژن (HI) برای تعیین بلوغ حرارتی و نوع هیدرکربور تولیدی (با تغییر از ]25[).
شکل 9: نمودار TOC در برابر S2/S3 برای تعیین نوع هیدروکربور تولیدی از سازندها ]11[.
4-5-تعیین رخساره آلی
برای تعیین رخسارة آلی سازندهای مورد مطالعه از ترسیم شاخص هیدروژن (HI) در برابر شاخص اکسیژن (OI) ]9[ استفاده شد. در این نمودار بخش A نشاندهنده محیط دریاچه ای به شدت احیایی، بخش B: محیط دریاچه ای یا دریایی نسبتا احیایی، بخش BC: محیط های حاوی هم مواد آواری و هم دریایی نیمه اکسیدی با نرخ رسوبگذاری بالا، بخش C: محیط های احیایی با نرخ رسوبگذاری متوسط، بخش CD: محیط های عمیق مجاور مناطق کوهزایی و بخش D: محیط های قاره ای به شدت اکسیدان، را نشان می دهند. بر این اساس، سازند سورمه در بخش CD، سازند فهلیان در بخش C و CD، و سازند گدوان عمدتاً در بخش BC و C قرار می گیرد. از اینرو، سازند گدوان نسبت به سازند فهلیان و این سازند نسبت به سازند سورمه در محیط احیایی تر نهشته شده اند (شکل 10). به این معنا که سازند گدوان نسبت به دو سازند دیگر، به هنگام نهشته شدن از شرایط مطلوب تری برای حفظ ماده آلی و بالطبع دستیابی به پتانسیل هیدروکربورزایی بیشتر برخوردار بوده است. ارزیابی پتانسیل هیدروکربورزایی سازندهای مورد مطالعه در بخش های پیشین این نتیجه گیری را تأیید می کند.
5-5-بلوغ حرارتی مادة آلی
بلوغ حرارتی سازندهای مورد مطالعه با استفاده از ترسیم نمودارهای T max در برابر شاخص هیدروژن (HI) (شکل 8) و T max در مقابل شاخص تولید (PI) (شکل 11) مورد ارزیابی قرار گرفتند. مقدار پارامترS2 تمام نمونه های مورد مطالعه از هر سه سازند بیشتر از 5/0 (mg HC/g rock) می باشد، بنابراین T max پارامتری قابل اعتماد برای ارزیابی بلوغ حرارتی محسوب می شود ]23[. همانطور که در شکل 8 و 11 مشخص است، هر سه سازند گدوان، فهلیان، و سورمه از لحاظ بلوغ حرارتی در پنجره نفت زایی قرار می گیرند و به عبارتی به بلوغ لازم برای تولید هیدروکربور رسیده اند، با این تفاوت که بلوغ سازند سورمه از فهلیان و سازند فهلیان از گدوان بیشتر است که با توجه به عمق قرارگیری این سازندها (شکل 1)، این روند از افزایش بلوغ، طبیعی محسوب می شود.
علاوه بر این، مقادیر انعکاس ویترینایت اندازه گیری شده برای دو نمونه از سازندهای گدوان (72/0) و سورمه (77/0) حاکی از قرارگیری این دو سازند از لحاظ بلوغ حرارتی در پنجره نفت زایی می باشند که نتایج حاصل از آنالیز پیرولیز راک اِوَل را تأیید می کنند.
شکل 10: ترسیم نمودار جونز برای تعیین رخسارة آلی سازندها ]9[.
شکل 11: نمودار شاخص هیدروکربن زایی(PI) در برابر T max برای تعیین میزان بلوغ حرارتی سازندهای مورد مطالعه]25[.
6-نتیجه گیری
ترسیم نمودار S1 در مقابل TOC حاکی از عدم آلودگی نمونه های مورد مطالعه با هیدروکربورهای مهاجرت کرده می باشد. ارزیابی ژئوشیمیایی آلی با استفاده از آنالیز پیرولیز راک ایول، سازندهای فهلیان و گدوان را سنگ های منشاء با پتانسیل هیدروکربورزایی مناسب (Fair) و سازند گدوان را با پتانسیل تولید هیدروکربور مناسب (Fair) تا خوب (Good) معرفی می کند. سازندهای فهلیان و سورمه حاوی کروژن نوع III و سازند گدوان از نوع مخلوط II-III و نوع II، می باشند که نوع هیدروکربور تولیدی از سازند گدوان را، مخلوط نفت و گاز، و گاز، و از سازندهای فهلیان و سورمه را فقط گاز معرفی می کند. اما بر اساس ترسیم مقادیر TOC در برابر S2/S3، هر سه سازند گدوان، فهلیان، و سورمه سازندهایی گاززا تعیین شدند. بر اساس تعیین رخسارة آلی با استفاده از نمودار جونز، سازند سورمه در بخش CD، سازند فهلیان در بخش C و CD، و سازند گدوان عمدتاً در بخش BC و C از این نمودار قرار می گیرند. ارزیابی بلوغ حرارتی این سازندها با استفاده از پارامترهای T max و شاخص تولید (PI) حاکی از قرارگیری هر سه سازند گدوان، فهلیان، و سورمه در پنجره نفتی می باشد.
تشکر و قدردانی
نویسندگان این مقاله بر خود لازم می دانند تا از گروه پژوهش ژئوشیمی پژوهشگاه صنعت نفت و همچنین گروه زمین شناسی دانشگاه تهران برای فراهم سازی داده ها و تسهیل در انجام این پژوهش نهایت تشکر و قدردانی را داشته باشند. همچنین از داوران این مقاله آقایان دکتر بهمن سلیمانی و دکتر محمود معماریانی تشکر میگردد.
منابع
]1[ زینل زاده ا.، معین پور م.، شایسته م.، حیدری فرد م.، 1389، مدل سازی دوبعدی سیستم هیدروکربوری میادین گچساران و بی بی حکیمه، مجله پژوهش های چینه نگاری و رسوب شناسی، سال بیست و ششم، شماره پیاپی 41، شماره چهارم، صفحات 111 تا 124.
[2] ALAVI, M., 2004, Regional stratigraphy of the Zagros fold-thrust belt of Iran and its proforeland evolution. Am. J. Sci., 304(1), 1–20.
[3] DEMBICKI, H., 2016, Practical petroleum geochemistry for exploration and production. Elsevier.
[4] DEMBICKI, H., 2009, Three common source rock evaluation errors made by geologists during prospect or play appraisals. Am. Assoc. Pet. Geol. Bull., 93, 341–356.
[5] ESPITALIÉ, J., LAPORTE, J.L., MADEC, M., MARQUIS, F., LEPLAT, P., and PAULET, J., 1977, Méthode rapide de caractérisation des roches mères, de leur potential pétrolier et de leu degree d’évolution. Rev. l’Institut Français du Pétrole, 32, 23–45.
[6] HAKIMI, M.H., ABDULLAH, W.H., ALQUDAH, M., MAKEEN, Y.M., and MUSTAPHA, K.A., 2016, Organic geochemical and petrographic characteristics of the oil shales in the Lajjun area, Central Jordan: Origin of organic matter input and preservation conditions. Fuel, 181, 34–45.
[7] HUNT, J.M., 1996, Petroleum geochemistry and geology. WH Freeman New York.
[8] JAMES, G.A., and WYND, J.G., 1965, Stratigraphic nomenclature of Iranian oil consortium agreement area. Am. Assoc. Pet. Geol. Bull., 49, 2182–2245.
[9] JONES, R.., 1987, Organic Facies. In: Brooks, J., Welte, D. (Eds.), Advances in Petroleum Geochemistry. Acad. Press. New York 1–90.
[10] Katz, B.J., Elrod, L.., 1983, Organic geochemistry of offshore California, Middle Miocene to Lower Pliocene strata. Geochim. Cosmochim. Acta 47, 389–396.
[11] MARAVELIS, A.G., CHAMILAKI, E., PASADAKIS, N., ZELILIDIS, A., and COLLINS, W.J., 2017, Hydrocarbon generation potential of a Lower Permian sedimentary succession (Mount Agony Formation): Southern Sydney Basin, New South Wales, Southeast Australia. Int. J. Coal Geol., 183, 52–64.
[12] MASHHADI, Z.S., and RABBANI, A.R., 2015, Organic geochemistry of crude oils and Cretaceous source rocks in the Iranian sector of the Persian Gulf: an oil–oil and oil–source rock correlation study. Int. J. Coal Geol., 146, 118–144.
[13] MOTIEI, H., 1993, Stratigraphy of Zagros. Treatise Geol. Iran, 60, 151.
[14] NAIRN, A.E.M., and ALSHARHAN, A., 1997, Sedimentary basins and petroleum geology of the Middle East, Elsevier.
[15] PETERS, K.E., 1986, Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis. Am. Assoc. Pet. Geol. Bull., 70, 318–329.
[16] PETERS, K.E., and CASSA, M.R., 1994, Applied source rock geochemistry: Chapter 5: Part II. Essential elements.
[17] PETERS, K.E., and MOLDOWAN, J.M., 1993, The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments.
[18] SETUDEHNIA, A., 1978, The mesozoic sequence in southwest Iran and adjacent areas. J. Pet. Geol., 1, 3–42.
[19] SHARLAND, P.R., 2001, Arabian Plate sequence stratigraphy, Gulf PetroLink, Manama, Bahrain.
[20] SHEKARIFARD, A., DARYABANDEH, M., RASHIDI, M., HAJIAN, M., and ROTH, J., 2019, Petroleum geochemical properties of the oil shales from the Early Cretaceous Garau Formation, Qalikuh locality, Zagros Mountains, Iran. Int. J. Coal Geol., 206, 1–18.
[21] TISSOT, B., DURAND, B., ESPITALIE, J., COMBAZ, A., 1974, Influence of the nature and diagenesis of organic matter in the formation of petroleum. Am. Assoc. Pet. Geol. Bull., 58, 499–506.
[22] TISSOT, B., and WELTEH, D., 1978, Petroleum Formation and Occurrence: A New Approach to Oil and Gas Exploration., Springer-Verlag.
[23] TISSOT, B.P., and WELTE, D.H., 1984, Petroleum Formation and Occurrence, springer.
[24] VAN BUCHEM, F.S.P., ALLAN, T., LAUSEN, G.V., LOTFPOUR, M., MOALLEMI, A., MONIBI, S., MOTIEI, H., PICKARD, N., TAHMASBI, A.R., VEDRENNE, V., and VINCENT, B., 2010, Regional stratigraphic architecture and reservoir types of the Oligo-Miocene deposits in the Dezful Embayment (Asmari and Pabdeh Formations) SW Iran. GEOL. SOC. SPEC. PUBL, London, 329, 219–263.
[25] YANDOKA, B.M.S., ABDULLAH, W.H., ABUBAKAR, M.B., HAKIMI, M.H., JAURO, A., and ADEGOKE, A.K., 2016, Organic geochemical characterisation of shallow marine Cretaceous formations from Yola Sub-basin, Northern Benue Trough, NE Nigeria. J. African Earth Sci. 117, 235–251.
[26] ZIEGLER, M.A., 2001, 2001. Late Permian to Holocene paleofacies evolution of the Arabian Plate and its hydrocarbon occurrences. GeoArabia, 6 (3), 445–504.
[1] Production Potential
[2] Production Index
Geochemical characterization of the Fahlian, Gadvan, and Surmeh Formations in giant Gachsaran Oilfield
Majid Safaei Farouji1, Hossain Rahimpour-Bonab1*, Buyuk Ghorbani2
1 MS.c student, School of Geology, University of Tehran, Tehran, Iran
2Professore, School of Geology, University of Tehran, Tehran, Iran
2 Head of Geochemistry Research Group, Research Institute of Petroleum Industry, Tehran, Iran
* rahimpor@ut.ac.ir
Received: February 2019, Accepted: June 2019
Abstract
The aim of this study is a geochemical evaluation of the Fahlian, Gadvan, and Surmeh Formations as possible source rocks in Gachsaran oil field using Rock-Eval Pyrolysis technique. All of the studied samples possess migration index values lower than 1.5 showing indigenous nature of their hydrocarbons. TOC versus S2 and TOC against S1+S2 diagrams suggest fair hydrocarbon generation potential for the Fahlian and Surmeh formations and fair to good potential for the Gadvan Formation. For the Fahlian and Surmeh Formations type III kerogen and the Gadvan Formation mixed type II and II-III kerogens were identified. Thus, the Fahlian and Surmeh Formations contain organic matter with a terrigenous source (gas prone), and the Gadvan Formation possesses both of marine and terrigenous organic matter (oil and gas prone). According to the cross plots of Tmax versus Hydrogen index (HI) and TOC versus S2, the Gurpi Formation is capable of mixed gas and oil, and gas generation and the Fahlian and Surmeh formations considered only gas prone formations. However, according to the cross plot of TOC against S2/S3, all of the three studied Formations considered as gas prone sources. In terms of organic facies type, the surmeh, Fahlian, and Gurpi formations located in CD, C and CD, and BC and C zones of jones diagram, respectively. So, the Gadvan formation in compare to the Fahlian formation and the Fahlian Formation in compare to the Surmeh formation, deposited under more anoxic conditions. In terms of thermal maturity, all of the Fahlian, Gadvan, and Surmeh Formations located in oil window zone, but the organic matter (kerogen) of Surmeh Formation possess higher maturity than the Fahlian Formation, and the Fahlian Formation has higher maturity in compare to the Gadvan Formation.
Keywords: Source rock, Fahlian, Gadvan, Surmeh, hydrocarbon generation potential
