بررسی پتانسیل هیدروکربورزایی و محیط انبایش سازند کژدمی در میدان نفتی نوروز، شمال غرب خلیج فارس

نویسندگان

1 دانشیار گروه زمین شناسی دانشگاه تهران

2 دانشجوی کارشناسی ارشد چینه شناسی و فسیل شناسی دانشگاه تهران

چکیده

 
به منظور  مطالعه چگونگی پتانسیل هیدروکربورزایی سازند کژدمی در میدان نفتی نوروز در خلیج فارس 59 نمونه خرده حاصل از حفاری از دو چاه، مورد مطالعه پتروگرافی و ژئوشیمیایی قرار گرفت. مطالعات پتروگرافی منجر به شناسایی و تفکیک چهار پالینوفاسیس گردید. پالینوفاسیس I (PF-1) با محتوای 100-95 درصد فیتوکلاست و کروژن نوع III تنها در چاه شماره 1 مشاهده می‌گردد. در پالینوفاسیس II (PF-2) مقادیر فیتوکلاست نسبت به پالینوفاسیس قبلی کاهش نشان داده و 90-70 درصد می‌باشد و کروژن نوع III و بیشترین تعداد نمونه را شامل می‌شود. پالینوفاسیس III (PF-3) حاوی 50-40 درصد فیتوکلاست و 60-50 درصد ماده آلی بی شکل (AOM) و کروژن نوع II است. پالینوفاسیس IV (PF-4) دارای AOM بیشتری (در حدود 80-65 درصد) و کروژن نوع II می‌باشد. در پالینوفاسیس‌های مذکور عناصر دریایی به ندرت مشاهده گردیده است. بالا بودن درصد AOM تیره در نمونه‌ها حاکی از غالب بودن شرایط اکسیدان می‌باشد. تمامی نمونه ها بر روی منحنی تغییرات رخساره آلی بر اساس مقادیر OI/HI حاصل از داده‌های پیرولیز راک اول در محدوده مابین CD تا D قرار می‌گیرند که نشان دهنده محیط های دریایی تا قاره‌ای نسبتا اکسیدان است. پلات مقادیر شاخص هیدروژن در مقابل میزان کل کربن آلی  نیز موید این مطلب است. توزیع داده‌ها بر روی دیاگرام‌های تایسون و ون کرولن نشان دهنده محتوای کروژن از نوع III بوده و توان تولید ضعیف تا مناسب و نوع هیدروکربور گاز و در تعدادی نمونه‌ها Fair oil را نشان می‌دهند. در چاه شماره1 نمونه‌ها در مرز میان مرحله نابالغ و بالغ و در آستانه ورود به مرحله بلوغ قرار دارند و در چاه شماره 2 اکثر نمونه‌ها در مرحله بلوغ و یا در آستانه ورود به این مرحله هستند.
 
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Petroleum potential evaluation and sedimentary environment of the Kazhdumi Formation in Nowrouz oil filed, northwest Persian Gulf

نویسندگان [English]

  • Ebrahim GhasemiNejad 1
  • Somayeh Ghaniabadi 2
1 Departement of Geology, University of Tehran
2 M.Sc. Student of Paleontology & Stratigraphy, University of Tehran
چکیده [English]

For petroleum potential evaluation of the Khazhdumi Formation in Nowrouz oil field north west of the Persian Gulf 59 ditch cutting samples obtained from two wells were investigated through petrographic and geochemical studies. Petrographical studies resulted in characterization and separation of four palynofacies. Palynofacies I (PF-1) containing 95-100 percent phytoclast and kerogen type III was recorded only in well 1. In palynofacies II (PF-2) values of phytoclast respect to previous palynofacies decreased and were in the range of 70-90 percent and included kerogen type III. This palynofacies contain majority of samples. Palynophacies III (PF-3) was composed of 40-50 percent phytoclast and 50-60 percent AOM and kerogen type III. Palynofacies IV (PF-4) included higher amount of AOM (in the range 65-80 percent) and kerogen type II. In the differentiated palynofacieses marine element were rarely observed. High values of dark AOM in the studied samples showed the domination of oxic conditions. The OI/HI ratios obtained from Rock-Evel pyrolysis showed the region between restrictions CD and D which confirmed rather oxic continental to marine environments. Also plotting hydrogen index values versus total organic carbons (TOC) a series of regressive and oxic conditions was concluded. Plotting data on Tyson´s ternary diagrams and Van kervelen geochemical diagrams indicated that the kerogen is of type III, potentialy poor to fair in terms of hydrocarbon generation and type of petroleum is mainly gas except for a few samples are fairly oil-generative. In well number 1 sample were on the boundary of immature and mature and in threshold of entrance to mature stage while in well 2 the samples were in early mature stage and or were in entrance threshold to this stage.
 
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Rock-Eval pyrolysis
  • Rock
  • Eval pyrolysis
  • Petroleum potential
  • Kazhdumi Formation
  • Persian Gulf


سازند کژدمی یکی از واحدهای سنگ چینه‌ای کرتاسه در میدان نوروز معادل با توالی سازند‌های نهر عمر با تناوب شیل، آهک و سیلتستون، دیر با ترکیب شیل و آهک با میان لایه‌هایی از سیلتستون، بورگانA متشکل از شیل و آهک با میان لایه‌هایی از سیلتستون و ماسه و بورگان B با تناوبی از ماسه و سیلتستون با میان لایه‌هایی از آهک و شیل می‌باشد. مطالعه سازند کژدمی در میدان نوروز در شمال غرب خلیج فارس با مساحت تقریبی 300 کیلومتر مربع، در 93 کیلومتری شمال غربی جزیره خارک و 97 کیلومتری منطقه ساحلی بهرگان در طول جغرافیایی50-49 و عرض جغرافیایی 30-29 در دو چاه که در این مقاله به دلایل اقتصادی با شماره‌های1 و 2 نامیده می‌شوند، انجام شده است (شکل 1).
در این مطالعه استفاده از پارامترهای پالینولوژیکی و آنالیزهای ژئوشیمیایی راک اول به منظور ارزیابی پتانسیل هیدروکربورزایی، شرایط محیط رسوبی و نوع هیدروکربور احتمالی مورد توجه قرار گرفته است. شناسایی و تفکیک پالینوفاسیس‌ها نه تنها راه حل مفیدی در تعیین محیط رسوبی محسوب می‌شوند بلکه برای ارزیابی پتانسیل هیدروکربورزایی واحدهای سنگی نیز مفید می‌باشد (Batten 1996, Tyson 1993). استفاده از پیرولیز راک اول نیز می‌تواند در تشخیص پتانسیل هیدروکربورزایی و خصوصیات سنگ منشا تعیین کننده باشد (Espitalie et al. 1984).

مواد و روش مطالعه
آماده‌سازی پالینولوژیکی
در تهیه اسلایدهای پالینولوژیکی بر اساس روش تراورس (Traverse 2008) عمل شده است و مقدار 20 گرم از هر نمونه به صورت خرده‌های حاصل از حفاری به مدت 24 ساعت در اسید کلریدریک 20% جهت از بین بردن بخش کربناته و پس از خنثی‌سازی به مدت 24 ساعت در اسید فلوریدریک 50% قرار گرفت تا ذرات سیلیسی نمونه‌ها نیز حل شوند. پس از خنثی کردن HF و جوشاندن نمونه‌ها در اسید کلریدریک 10% و عبور از الک‌های 200 و20 میکرون، نمونه‌ها با استفاده از محلول کلرید روی (ZnCl2) با وزن مخصوص 9/1 تا 2 سانتریفیوژ شده تا پالینومورف‌ها از عناصر سنگین و سایر مواد جدا گردند. از هر نمونه پنج اسلاید پالینولوژیکی ساخته شد و با مطالعه آنها زیر میکروسکوپ نوری با بزرگ‌نمایی 10 تا 100 ضمن شناسایی پالینومورف‌ها، بررسی پالینوفاسیس‌ها و خصوصیات عناصر پالینولوژی در هر اسلاید مورد توجه قرار گرفت.

شکل1- نمایش موقعیت میدان نوروز در خلیج فارس (نقشه شرکت نفت فلات قاره)
روش ژئوشیمیایی
پس از تعیین و تفکیک پالینوفاسیس‌‌های دو چاه مورد مطالعه، بیست و دو نمونه انتخاب و مورد پیرولیز راک اول (Rock-Eval Pyrolysis) قرار گرفت. پیرولیز راک اول روشی حرارتی است و برای تشخیص نوع و درجه بلوغ مواد آلی و همچنین مشخص کردن پتانسیل تولید هیدروکربور مورد استفاده قرار می‌گیرد(Behar et al. (2001. در این روش حدود 100 میلی گرم از نمونه‌ها پس از همگن نمودن در کپسول‌های کوچکی قرار داده شده و تحت پیرولیز قرار می‌گیرند (اشکان 1383)، خصوصیات ژئوشیمیایی مواد آلی استخراج و به صورت نمودارهایی ترسیم می‌گردد.
پالینوفاسیس
مشخص‌ترین ماده آلی در سنگ‌های رسوبی کروژن است و سه گروه مواد آلی بی‌شکل، پالینومورف‌ها و فیتوکلاست‌ها از تشکیل دهنده‌های مورفولوژیکی تجمعات کروژنی هستند .(Tyson 1989) با شناسایی و شمارش هر یک از این سه گروه در حداقل 30 میدان دید و استفاده از طبقه‌بندی‌های مختلف، پالینوفاسیس‌های مربوطه تعیین شده و اطلاعاتی در مورد تغییرات محیط رسوبی و خصوصیات سنگ منشا به ‌دست می‌آید.
تغییر در نوع پالینوفاسیس و ترکیب گروه‌های پالینومورفی اطلاعات مفیدی را در مورد محیط رسوبی و فاکتورهایی از قبیل عمق آب، نوسانات سطح آب دریا، اکسیژن، تغییرات درجه حرارت و تغییرات ورودی از خشکی ارائه می‌دهد (Batten & Stead 2005; Batten 1996; Tyson 1995). مطالعات پالینوفاسیس برای تخمین پتانسیل سنگ منشا و تخمین شرایط دیرینه نیز به کار گرفته شده‌است(Al-Ameri & Batten 2001, Ghasemi-Nejad et al. 2009، قاسمی نژاد و میرزالو 1387).

شکل2- نمودار سه‌گانه تایسون (Tyson 1993) و رخساره‌های مشخص شده برای نمونه‌های چاه شماره1

شکل3- نمودار سه‌گانه تایسون (Tyson 1993) و رخساره‌های مشخص شده برای نمونه‌های چاه شماره 2
در این مطالعه مقادیر نسبی و نوع عناصر خشکی از قبیل فیتوکلاست، اسپور و پولن (پالینومورف دریایی مشاهده نگردید) و مواد آلی بی شکل (AOM) در هر نمونه تعیین گردید. این مقادیر به منظور تفکیک پالینوفاسیس‌ها و سپس تفسیر محیط و تعیین نوع کروژن با استفاده از دیاگرام سه‌گانه و جداول بررسی و تجزیه و تحلیل شده‌اند(Tyson 1989 &1993) (شکل2و3).
پالینوفاسیس‌های شناسایی شده در این مطالعه عبارتند از:

پالینوفاسیس I (PF-1)
در این پالینوفاسیس میزان فیتوکلاست‌ها فراوان بوده (100-95درصد)، میزان مواد ارگانیکی بی شکل AOM 5-0 درصد و اکثرا شامل نوع تیره بوده است. فیتوکلاست‌ها در این نوع پالینوفاسیس اغلب از نوع تیره است و اسپور دیده می‌شود. ماسرال‌ها غالبا از نوع هم بعد هستند. نسبت اجزای قاره‌ای به دریایی در این پالینوفاسیس بسیار بالا است(شکل4). بر اساس دیاگرام سه‌گانه تایسون پالینوفاسیس I و شلف یا حوضه بسیار نزدیک ساحل (Highly proximal shelf or basin) برای این واحد پیشنهاد می‌شود(شکل4). کروژن احتمالی از نوع III و مستعد تولید گاز است (Tyson1993). این پالینوفاسیس تنها در چاه شماره1 مشاهده شده است.


شکل 4- پالینوفاسیسI (PF-1)

پالینوفاسیس II (PF-2)
در این پالینوفاسیس میزان فیتوکلاست نسبت به پالینوفاسیس قبلی کاهش نشان می‌دهد (90-70 درصد)، و میزان مواد ارگانیکی بی شکل (AOM) به حدود 30-10 درصد افزایش یافته و اکثرا شامل نوع تیره است. فیتوکلاست‌ها هم بعد و اسپور نیز دیده می‌شود. بیشترین تعداد نمونه‌ها در این پالینوفاسیس قرار دارند. این پالینوفاسیس معادل فاسیس II دیاگرام سه‌گانه تایسون است که شرایط حاشیه حوضه احیایی تا نیمه احیایی(Marginal dysoxic-anoxic basin) را نشان می‌دهد. کروژن مانند پالینوفاسیس قبلی با ویژگی‌های فیتوکلاست فراوان و نبود میکروپلانکتون‌ها از نوع III و مستعد تولید گاز است(شکل5).


شکل 5- پالینوفاسیس II (PF-2)

پالینوفاسیس III (PF-3)
میزان مواد ارگانیکی بی شکل AOM در این پالینوفاسیس نسبت به دو پالینوفاسیس قبلی افزایش یافته (60-50 درصد) که غالبا از نوع تیره است و میزان فیتوکلاست‌ها کاهش یافته است(50-40درصد). این پالینوفاسیس قابل مقایسه به فاسیس نوع VI تایسون است که نشانگر شلف احیایی تا نیمه اکسیژن‌دار نزدیک ساحل (Proximal (suboxic-anoxic shelf است. کروژن مربوطه از نوع II و مستعد تولید نفت است. تعداد کمی از نمونه‌ها در این پالینوفاسیس قرار می‌گیرند(شکل6).


شکل 6- پالینوفاسیس III (PF-3)

پالینوفاسیس IV (PF-4)
این پالینوفاسیس دارای میزان مواد آلی بی شکل AOM (80-65درصد) و فیتوکلاست (35-20درصد) است. مواد آلی بی شکل (AOM) اکثرا از نوع تیره می‌باشد و فیتوکلاست‌ها هم بعد و غالبا نوع تیره را شامل می‌شوند (شکل7). دیاگرام سه گانه تایسون، فاسیس IX و حوضه دور از ساحل احیایی تا نیمه اکسیژن‌دار Distal) suboxic-anoxic basin) را برای این واحد پیشنهاد می‌کند. کروژن احتمالی از نوع I,II (III) با قابلیت بالای تولید نفت می‌باشد. این پالینوفاسیس در چاه شماره 2 مشاهده می‌گردد و تنها یک نمونه در چاه شماره1 در محدوده این پالینوفاسیس قرار گرفته است.
بالا بودن میزان AOM تیره نشان دهنده یک محیط دریایی کم‌عمق با شرایط عمقی راکد می‌باشد(Gorin & (Steffan 1991.

شکل 7- پالینوفاسیس IV (PF-4)

ژئوشیمی
از هر چاه 11 نمونه به عنوان نمایندگان پالینوفاسیس‌های شناسایی شده با استفاده از دستگاه پیرولیز راک اول 2 در پژوهشگاه صنعت نفت شرکت ملی نفت ایران آنالیز و مقادیر پارامترهای S1, S2, S3, Tmax, HI, OI, TPI و TOC اندازه‌گیری شد (جدول1،شکل8).
پارامترهای مهم محاسبه شده توسط این دستگاه که در این مطالعه مورد استفاده قرار گرفته به شرح زیر است:
S1 = مقدار هیدروکربور تولید شده بر حسب میلی گرم هیدروکربن در هر گرم سنگ (mg HC/g Rock) در درجه حرارت حدود c°300 که اصطلاحا هیدروکربور آزاد نامیده می‌شود.
S2 = مقدار هیدروکربور تولید شده در حین پیرولیز کروژن بر حسب (mg HC/g Rock).
S3 = مقدار دی اکسید کربن تولید شده در حین پیرولیز در محدوده 300 تا c°390 که مربوط به مواد آلی موجود در نمونه است (و نه دی اکسید کربن مربوط به ترکیبات نمونه) که بر حسب میلی گرم Co2 در هر گرم سنگ نمایش داده می‌شود.
Tmax = بیشترین مقدار حرارتی که در آن کروژن تجزیه می‌شود و ماکزیمم مقدار تولید هیدروکربور (پیک S2) را نشان می‌دهد که بستگی به نوع کروژن و لیتولوژی سنگ منشا دارد. مقدار Tmax هر نمونه می‌تواند مرحله پختگی هر نمونه را ارزیابی و مشخص کند.
TOC: میزان کل کربن آلی (کربن باقی مانده / کربن پیرولیز شده)
اندیس اکسیژن (OI): مشخص کننده مقدار اکسی‍‍‍‍‍‍‍‍‍‍ژن موجود درکروژن است و به کمک آن می‌توان درجه اکسید شدن مواد آلی موجود درسنگ‌های منشا را ارزیابی کرد و عبارت است از نسبت (S3/TOC) (کمالی و قربانی 1385).
اندیس هیدروژن (HI): مشخص کننده پتانسیل نفتی نمونه سنگ مادر است که هرچه مقدار HIبیشتر باشد، سنگ منشا از پتانسیل بالاتری برای تولید هیدروکربن برخوردار است و حاصل(S2/TOC) است.
اندیس تولید (TPI): مشخص کننده درجه پختگی مواد آلی موجود در سنگ‌های منشا است که با افزایش آن مقدار ضریب تولید افزایش می‌‌‌‌یابد و عبارت است از S1/(S1+S2).
بررسی فاکتورهای پالینولوژیکی
به طور کلی با مطالعه اسلایدهای پالینولوژیکی و خرده‌های آلی چهار پالینوفاسیس برای چاه شماره1 و سه پالینوفاسیس برای چاه شماره2 تعیین گردید.
پالینوفاسیس‌های مشخص شده بر اساس دیاگرام تایسون و نمودار رخساره آلی در چاه شماره1 نمایانگر محیط‌های کم عمق بسیار نزدیک ساحل تا حوضه عمیق دور از ساحل (Highly proximal shelf or basin تا Distal suboxic-anoxic basin) می‌باشد. درصد بالای فیتوکلاست‌ها و وجود اسپور در اکثر نمونه‌ها شرایط نزدیک ساحل را منعکس می‌کند.
وجود AOM تیره و نبود پالینومورف‌ها نشانگر محیطی با رسوبگذاری کم و دارای اکسیژن است. کروژن آن


شکل 8- نمایش پالینوفاسیس‌ها و نمونه‌های انتخابی برای پیرولیز در طول ستون چینه‌شناسی
اغلب از نوع III است و مستعد تولید گاز است. در چاه شماره 2 پالینوفاسیس‌های تعیین شده محیط حاشیه حوضه تا حوضه عمیق دور از ساحل (Marginal dysoxic-anoxic basin تا Distal suboxic-anoxic basin) را نشان می‌دهد. نمونه‌های چاه شماره 2 دارای AOM بیشتری نسبت به چاه شماره1 می‌باشد که این مواد ارگانیکی بی شکل اکثرا از نوع تیره است و منشا آن می‌تواند هم از اجزای دریایی و هم از اجزای خشکی باشد((Bombardier & Gorin 2000. با توجه به وجود فیتوکلاست‌ها اکثرا هم بعد و وجود اسپور و نبود پالینومورف‌های دریایی AOMها از منشا خشکی در نظر گرفته شده و محیط نزدیک به منشا با انرژی متوسط تا بالا پیشنهاد می‌گردد.

جدول1- مقادیر پارامترهای حاصل از پیرولیز راک-اول
Well/Sample S1 S2 S3 S1+S2 S2/S3 Tmax HI OI TPI TOC
-2140 چاه1 1.66 1.33 2.31 2.99 0.58 436 88 152 0.55 1.52
-2142 چاه1 0.59 1.11 1.98 1.70 0.56 433 92 164 0.35 1.21
-2150 چاه1 0.74 1.35 2.27 2.09 0.59 434 97 162 0.35 1.40
-2154 چاه1 1.15 1.52 3.04 2.67 0.50 434 86 172 0.43 1.77
-2162 چاه1 0.68 1.10 2.28 1.78 0.48 433 95 198 0.38 1.15
-2170 چاه1 0.57 0.75 2.02 1.32 0.37 434 80 215 0.43 0.94
-2174 چاه1 2.64 3.48 5.82 6.12 0.60 436 86 143 0.43 4.07
-2182 چاه1 0.50 0.92 2.14 1.42 0.43 433 101 235 0.35 0.91
-2186 چاه1 0.83 1.74 1.87 2.57 0.93 431 187 201 0.32 0.93
-2200 چاه1 3.20 3.56 6.64 6.76 0.54 434 76 142 0.47 4.67
-2218 چاه1 1.23 1.48 3.21 2.71 0.46 436 81 175 0.45 1.83
-2240 چاه 2 0.29 0.57 1.76 0.86 0.32 428 75 235 0.34 0.75
-2270 چاه 2 0.25 0.57 1.43 0.82 0.40 433 90 227 0.31 0.63
-2290 چاه 2 0.39 1.30 2.20 1.69 0.59 436 110 186 0.23 1.18
-2310 چاه 2 0.92 1.41 2.38 2.33 0.59 439 113 190 0.39 1.25
-2320 چاه 2 2.07 2.64 5.94 4.71 0.44 436 71 160 0.44 3.71
-2350 چاه 2 0.76 1.14 3.41 1.90 0.33 436 77 230 0.40 1.48
-2380 چاه 2 0.59 0.86 2.68 1.45 0.32 439 67 209 0.41 1.28
-2410 چاه 2 0.54 0.97 2.34 1.51 0.41 439 91 221 0.36 1.06
-2440 چاه 2 0.42 1.07 1.70 1.49 0.63 439 126 200 0.28 0.85
-2470 چاه 2 0.96 1.95 3.05 2.91 0.64 439 125 196 0.33 1.56
-2510 چاه 2 0.79 2.33 2.86 3.12 0.81 434 132 162 0.25 1.76

نوع کروژن
نوع ماده آلی (کروژن) فاکتور مهمی برای ارزیابی پتانسیل سنگ منشا بوده و تاثیر زیادی بر ماهیت هیدروکربور تولیدی دارد (Barker 1974; Hunt 1996). کروژن‌های متفاوت، توانایی متفاوتی در تولید هیدروکربور دارند. به عنوان مثال نمونه‌هایی که دارای کروژن نوع I,II هستند توانایی تولید نفت بیشتری نیز دارند. بنابر این تعیین نوع کروژن، به منظور بررسی تغییرات ساختار شیمیایی مواد ارگانیکی محصولات هیدروکربنی ضروری به نظر می‌رسد.
Tissot et al. 1974 انواع کروژن را بر اساس ترکیب عنصری و روند تکوینی آن بر روی دیاگرام ون کرولن به سه دسته III, II, I تقسیم بندی کرده‌اند.
کروژن نوع I: کروژن‌های این گروه طی مراحل کاتاژنز، مقادیر فراوانی هیدروکربورهای مایع تولید نموده و در انتهای کاتاژنز و متاژنز نیز مقادیر قابل توجهی گاز متان تولید می‌کند. کروژن نوع I از پتانسیل نفت‌زائی بالایی برخوردار است. نمونه نابالغ آن دارای اندیس هیدروژن (HI) حدود 600 (mgHC/gTOC) است. اندیس مزبور با درجه پختگی کاهش می‌یابد. مقدار سولفور این نوع کروژن کم است و از نظر منشا، این کروژن‌ها بیشتر از خرده‌ها و بقایای جلبک‌های Alginite که تحت تاثیر شدید فعالیت‌های میکروبی قرار داشته‌اند (میکروب‌های غیر هوازی) و نیز از آلگ‌های دریاچه‌ای مانند Botryococcus و آلگ معادل آن یعنی Tasmanites که از تشکیل دهندگان اصلی ماده آلی رسوبات دریاچه‌ای است تشکیل می‌شود.
کروژن نوع II : در این گروه کروژن‌ها در مراحل اولیه دیاژنز مقادیر فراوانی گاز Co2 و هیدروکربورهای مایع و در مراحل پایانی فاز کاتاژنز و متاژنز،گاز متان تولید می‌کند. HI کروژن مذکور برای رسوبات نابالغ بین 300-600 است. از نظر منشا این نوع کروژن، مخلوطی از بقایای گیاهان دریایی (خرده‌های فیتوپلانکتون و زئوپلانکتون) و گیاهان خشکی‌زی است که در محیط‌های احیایی ته‌نشین شده است. مقادیر سولفور این نوع کروژن نسبت به سایر کروژنها زیاد است. بیشتر کروژن‌های نوع II دریایی است و بیشتر کروژن‌ سنگ‌های منشا هیدروکربوری ایران نیز از نوع کروژن تیپ II به شمار می‌آید.
کروژن نوع III : نسبت به کروژن‌های نوع I و II نفت کمتری تولید می‌کند و اساسا به تولید گاز می‌انجامد. مقادیر HI آن بین 200-50 برای رسوبات نابالغ است. از نظر منشا، بیشتر از بقایای گیاهان عالی خشکی زی تشکیل شده و دارای مقادیر قابل توجهی مواد مومی است و در مراحل دیاژنز و کاتاژنز، مقادیر زیادی گاز متان تولید می‌کند. قدرت تولید نفت در آن‌ها کم است و مناسبترین سنگ منشا برای تولید گاز محسوب می‌شود، این گروه تحت عنوان Vitrinite یا Inertinite خوانده می‌شود.


شکل 9- نمودار OI در مقابل HI برای تعیین نوع کروژن(Hunt 1996; Espitalie et al. 1977)
برای تعیین نوع کروژن از نمودار شاخص هیدروژن در مقابل اکسیژن (Hunt 1996; Espitalie et al. 1977) و پلات مقادیر HI در مقابل Tmax (Peters 1986) استفاده می‌شود.
با رسم دیاگرام‌های مذکور برای تمام نمونه‌های مورد مطالعه، مشخص گردید که نمونه‌ها در هر دو چاه مورد مطالعه دارای کروژن نوع III هستند(شکل10و9).


شکل10) نمایش تغییرات HI در مقابل Tmax به منظورشناسایی نوع ماده آلی(Peters 1986)
اما نتایج بدست آمده از پالینوفاسیس ‌ها کروژن نوع II را در بعضی نمونه‌ها به خصوص در چاه شماره 2 نشان می‌دهد زیرا در دیاگرام تایسون AOM شفاف و تیره جداگانه محاسبه نمی‌گردد. منشا AOMتیره می‌تواند دریایی و هم خشکی باشد(Bombardier & Gorin 2000) و با توجه به غالب بودن نمونه‌ها از AOM تیره و همراهی با فیتوکلاست و وجود اسپور این مواد ارگانیکی بی شکل از منشا خشکی در نظر گرفته شده است که با این وجود محیط نزدیک ساحل بوده و اغلب دارای کروژن نوع III می‌باشد که نتایج حاصل از پیرولیز راک-اول نیز موید این مطلب است. حفظ شدگی AOM تاثیر بیشتری نسبت به فراوانی آن بر روی شاخص هیدروژن دارد((Buckley & Tyson, 2003 و به همین دلیل با وجود مقادیر بالای AOM در بعضی نمونه‌ها میزان HI پایین است زیرا این مواد ارگانیکی بی شکل حفظ شدگی خوبی نداشته و بهلاوه از نوع تیره می‌باشند.

توان هیدروکربورزایی و نوع هیدروکربور
با توجه به دیاگرام HI در مقابل Tmax اغلب نمونه‌ها دارای شاخص هیدروژن کمتر از 150 هستند و نوع هیدروکربور احتمالی در هر دو چاه مورد مطالعه گاز و تنها در نمونه 2186 در چاه شماره1 نفت و گاز می‌باشد(شکل11). با توجه به نسبت S2/S3 که در نمونه‌های مورد مطالعه برای هر دو چاه بین 32/0-93/0 می‌باشد و میزان HI پایین(جدول1)، نوع هیدروکربور احتمالی گاز می‌باشد که نتایج حاصله از دیاگرام HI/Tmax را نیز تایید می‌کند(جدول 2).


شکل11- نمایش تغییرات HI در مقابل Tmax برای تعیین نوع هیدروکربور احتمالی (Peters 1986)
با استفاده از میزان S1,S2و S1+S2 می‌توان توان هیدروکربورزایی را تعیین نمود(Peters 1986). اغلب نمونه‌های مورد مطالعه در چاه شماره1 دارای S1+S2 کمتر از سه و TOC کمتر از دو هستند که نشان دهنده توان هیدروکربورزایی ضعیف و دو نمونه 2174 و 2200 دارای S1+S2 شش و TOC چهار می‌باشند که توان هیدروکربورزایی مناسب تا خوب را نشان می‌دهد. اغلب نمونه‌های چاه شماره 2 نیز دارای S1+S2 کمتر از سه و TOC کمتر از دو و توان هیدروکربورزایی ضعیف می‌باشد، به جز نمونه‌های 2510و 2320 که دارای S1+S2 کمی بیشتر از سه می‌باشند که نشان دهنده توان هیدروکربورزایی تقریبا مناسب است(جدول4و3).

جدول 2- تشخیص نوع هیدروکربور با استفاده از HI و S2/S3 (Peters 1986)

نوع هیدروکربور HI S2/S3
گاز
گاز و نفت
نفت 150-0
300-150
300> 3-0
5-3
5>

جدول 3- ارزیابی توان هیدروکربورزایی با استفاده از پارامترهای S1+S2,S2,S1 (Peters 1986)

توان هیدروکربورزایی S1 S2 S1+S2
ضعیف
مناسب
خوب
خیلی خوب 5/0-0
1-5/0
2-1
2> 5/2-0
5-5/2
10-5
10> 3-0
6-3
12-6
12>

جدول4- تقسیم‌بندی سنگ‌های منشا هیدروکربنی بر اساس مقادیر TOC (Peters 1986)

توان تولید هیدروکربور TOCدر شیل (wt%) TOCدرکربنات (wt%)
ضعیف
مناسب
خوب
خیلی خوب
عالی 5/0-0
1-5/0
2-1
5-2
5> 2/0-0
5/0-2/0
1-5/0
2-1
1>

 

جدول5- راهنمای پیرولیز برای پارامترهای کمیت، کیفیت و بلوغ حرارتی (Peters & Cassa 1994)
کمیت TOC (wt%) S1(mgHC/g rock) S2(mgHC/g rock)
ضعیف
نسبتا خوب
خوب
خیلی خوب
عالی 5/0-0
1-5/0
2-1
4-2
4> 5/0-0
1-5/0
2-1
4-2
4> 5/2-0
5-5/2
10-5
20-10
20>

نوع هیدروکربور HI(mgHC/g TOC) S2/S3 Kerogen type
-
گاز
گاز و نفت
نفت
نفت >50
200-50
300-200
600-300
600> >1
5-1
10-5
15-10
15> IV
III
II/III
II
I

بلوغ R0(%) Tmax(c)
نابالغ
بلوغ کم
بلوغ متوسط
بلوغ زیاد
بلوغ خیلی زیاد 8/0-2/0
85/0-6/0
9/0-65/0
35/1-9/0
35/1> 435<
445-435
450-445
470-450
470>

میانگین پارامترهای S1,S2,TOC, Tmax در چاه شماره1 نشان دهنده هیدروکربور گاز و از نظر بلوغ حرارتی نابالغ و با توان هیدروکربورزایی ضعیف تا مناسب می‌باشد. در چاه شماره 2 نیز پارامترها نشان دهنده هیدروکربور گاز با توان هیدروکربورزایی ضعیف تا نسبتا خوب و از نظر بلوغ حرارتی تقریبا بالغ است(جدول6 و5).
جدول6- میانگین پارامترهای اندازه‌گیری شده بر اساس پیرولیز راک اول برای نمونه‌های مورد مطالعه
Tmax TOC S2 S1 Parameter
Well-1
431-436 0.91-4.67 0.75-3.56 5.0-3.2 Range
434 1.92 1.66 1.25 Average

Tmax TOC S2 S1 Parameter
Well-2
428-439 0.63-3.71 0.57-2.64 0.25-2.07 Range
436.1 1.41 1.34 0.72 Average

پلات مقادیر S1 در مقابل S2 توان هیدروکربورزایی دو چاه مورد مطالعه را در محدوده ضعیف تا مناسب نشان می‌دهد(شکل12).


شکل12-نمودار تغییرات S1/S2 جهت تعیین توان هیدروکربورزایی (اشکان 1383)
نتایج حاصل از پلات مقادیر S1+S2 در مقابل TOC نیز نشان می دهد که در هر دو چاه مورد مطالعه اغلب نمونه‌ها دارای پتانسیل هیدروکربورزایی ضعیف تا مناسب می‌باشند(شکل13). نمونه‌های 2174 و 2200 در چاه شماره1 دارای پتانسیل هیدروکربورزایی تقریبا خوب و نمونه 2320 در چاه شماره 2 دارای پتانسیل هیدروکربورزایی متوسط است که موید نتایج قبل می‌باشد.


شکل13- نمودار تغییرات S1+S2/TOC برای تعیین توان هیدروکربورزایی (Barker 1974)
نمودار تغییرات شاخص هیدروژن در برابر TOC در چاه شماره1 نشان می‌دهد که اغلب نمونه‌ها در منطقه تولید گاز قرار می‌گیرند و تنها نمونه 2186 در منطقه Fair Oil قرار می‌گیرد. در چاه شماره 2 نیز نیمی از نمونه‌ها در منطقه تولید گاز ونیمی در آستانه منطقه Fair Oil قرار می‌گیرند که شامل نمونه‌های 2290، 2310، 2440، 2470 و 2510 می‌باشد که تمامی نتایج قبلی در مورد نوع هیدروکربور را تایید می‌نماید(شکل14).


شکل14- نمودار تغییرات HI/TOC جهت تعیین پتانسیل تولید هیدروکربور (Peters 1986)
رخساره آلی
جهت تعیین رخساره آلی نمونه‌های مورد نظر از نمودار (Jones,1987) استفاده شده است. در این نمودار بر اساس تغییرات مقادیر HI در برابر OI، محدوده رخساره‌ای نمونه‌های مورد مطالعه تعیین شده است(شکل15). بر این اساس اکثر نمونه‌ها در هر دو چاه مورد نظر مابین محدوده CD تا D قرار می‌گیرند که نشان دهنده محیط های دریایی تا قاره‌ای نسبتا اکسیدان است که چنین محیط رسوبی با نوع کروژن حاصل از آنالیز ژئوشیمیایی مطابقت دارد.


شکل15-نمودار تعیین رخساره آلی با استفاده از نسبت تغییرات HI در برابرOI ویژگی‌های محدوده‌های مشخص شده عبارتند از:A محیط دریایی شدیدا احیایی،AB محیط‌های احیایی دریایی پیشرونده، B محیط‌های دریایی یا دریاچه‌ای نسبتا احیایی، BC محیط‌های دارای مواد آلی دریایی و قاره‌ای و رسوبگذاری سریع در شرایط نسبتا اکسیدان،C محیط‌هایی با سرعت رسوبگذاری متوسط در شرایط احیایی‏،CD محیط‌های عمیق در مجاورت نقاط کوهزایی، D محیط‌های قاره‌ای شدیدا اکسیدان (Jones (1987.
پلات مقادیر شاخص هیدروژن در مقابل میزان کل کربن آلی در هر دو چاه مورد مطالعه با میزان شاخص هیدروژن و میزان کل کربن آلی پایین در اکثر نمونه‌ها نشان دهنده یک سری پسرونده با شرایط اکسیدان در زمان رسوبگذاری است(شکل16).


شکل16- نمودار HI/TOC جهت شناسایی شرایط محیط رسوبگذاری (Dean et al. 1986)‌
بلوغ حرارتی
برای تعیین بلوغ حرارتی از نمودار HI/Tmax استفاده می‌شود. ماکزیمم درجه حرارت (Tmax) به عنوان شاخص بلوغ حرارتی ماده آلی در نظر گرفته می‌شود که همراه با افزایش این پارامتر درجه بلوغ حرارتی کروژن نیز افزایش می‌یابد که برای هر نوع کروژن مقدار خاصی است که در شکل مشخص شده است(شکل17). در چاه شماره1 نمونه‌ها در مرز میان مرحله نابالغ و بالغ قرار دارند و در آستانه ورود به مرحله بلوغ هستند. در چاه شماره 2 اکثر نمونه‌ها در ابتدای مرحله بلوغ و یا در آستانه ورود به این مرحله هستند و تنها یک نمونه در محدوده نابالغ قرار گرفته است.


شکل17- نمودار مقادیر HI/Tmax جهت نمایش بلوغ حرارتی (Tissot & Welte 1984)
بحث و نتیجه گیری
به طور کلی با مطالعه اسلایدهای پالینولوژیکی و خرده‌های آلی چهار پالینوفاسیس برای چاه شماره1 و سه پالینوفاسیس برای چاه شماره2 تعیین گردید.
پالینوفاسیس‌های مشخص شده بر اساس دیاگرام تایسون و نمودار رخساره آلی در چاه شماره1 نمایانگر محیط‌های کم عمق بسیار نزدیک ساحل تا حوضه کمی دور از ساحل می‌باشد. در حالی که درصد بالای فیتوکلاست‌ها و وجود اسپور در اکثر نمونه‌ها شرایط نزدیک ساحل را منعکس می‌کند. کروژن اغلب از نوع III است و مستعد تولید گاز است. در چاه شماره 2 پالینوفاسیس‌های تعیین شده بر اساس دیاگرام تایسون محیط حاشیه حوضه تا حوضه دور از ساحل را نشان می‌دهد. نمونه‌های چاه شماره 2 دارای AOM بیشتری نسبت به چاه شماره1 می‌باشد که این مواد ارگانیکی بی شکل اکثرا از نوع تیره است و منشا آن می‌تواند هم از اجزای دریایی و هم از اجزای خشکی باشد. که با توجه به وجود فیتوکلاست‌ها و وجود اسپور و نبود پالینومورف‌های دریایی AOM ها از منشا خشکی در نظر گرفته شده و محیط نزدیک به منشا و شرایط اکسیدان پیشنهاد می‌گردد. نمونه‌های منتخب برای آنالیز ژئوشیمی با استفاده از پیرولیز راک اول نشان می‌دهد که مواد آلی با منشا خشکی غالب بوده است و توزیع آن‌ها بر روی دیاگرام ون-کرولن نشان دهنده کروژن نوع III است و از نظر تولید هیدروکربور ضعیف تا مناسب و نوع هیدروکربور تولیدی از نوع گاز می‌باشد.
توزیع تغییرات مقادیر شاخص هیدروژن در مقابل شاخص اکسیژن نشان می‌دهد که اکثر نمونه‌ها در هر دو چاه مورد نظر در مابین محدوده CD تا D قرار می‌گیرند که نشان دهنده محیط‌های دریایی تا قاره‌ای نسبتا اکسیدان است که چنین محیط رسوبی با نوع کروژن حاصل از آنالیز ژئوشیمیایی مطابقت دارد. همچنین پلات مقادیر شاخص هیدروژن در مقابل میزان کل کربن آلی در هر دو چاه با میزان شاخص هیدروژن و میزان کل کربن آلی پایین در اکثر نمونه‌ها نشان دهنده یک سری پسرونده با شرایط اکسیدان در زمان رسوبگذاری موید این مطلب است. از نظر بلوغ حرارتی نمونه‌های چاه شماره1 در آستانه ورود به محدوده Mature و نیمی از نمونه‌های چاه شماره 2 از نظر حرارتی بالغ (Early (mature هستند.

 

 

اشکان،م.،1383، اصول مطالعات ژئوشیمیایی سنگ‌های منشا هیدروکربوری و نفت‌ها با نگرش ویژه به حوضه رسوبی زاگرس: انتشارات شرکت ملی نفت ایران‏،355ص.

قاسمی نژاد،ا.، و م، میرزالو، 1387، تطابق رخساره های پالینولوژیکی و پتانسیل هیدروکربورزایی سازند کژدمی در برش تنگ ماغر: مجله علوم دانشگاه تهران، ش 2، 164-155.

کمالی،م.، و ب، قربانی، 1385، ژئوشیمی آلی از فیتوپلانکتون تا تولید نفت: انتشارات آرین زمین، 324ص.

-Al-Ameri, T.K., and D.J. Batten, 2001, Palynostratigraphy and Palynofacies indication of depositional environment and source potential for hydrocarbons, the mid cretaceous Nahr Umr and Lower Madud formation, Iraq: Cretaceous Research, v. 22, p. 735-745.

-Barker, C., 1974, Pyrolysis techniques for source-rock evaluation: The AAPG Bulletin, v. 58, p. 2349-2361.

-Batten, D.J., and D.T. Stead, 2005, Palynofacies analysis and its stratigraphic application, In Koutsoukos, E, A, M. (Ed): Applied Stratigraphy, p. 203-226.

-Batten, D.J., 1996, Palynofacies and petroleum potential Palynology, principle and application: AASP foundation, v.  3, p. 1065-1084.

-Behar, F., V. Beaumont, and B. Pentea do, 2001, Rock-Eval 6 Technology, performances and development: Oil & Gas Sci. Tech-Rew, v. 56, p. 111-134.

 

-Bombardier, L., and G.E. Gorin, 2000, Stratigraphical and lateral distribution of sedimentary organic matter in Upper Jurrasic carbonate of SE France: Sedimentary Geology, v. 132, p. 177-203.

-Buckley, l., and R.V. Tyson, 2003, organic facies analysis of the cretaceous lower and basal upper Colorado group, Western Canada sedimentary basin- a preliminary report, in summary of investigations 2003: Saskatchewan Geological Survay, Sask, Industry Resource, misc. paper A-1,13.

-Dean, W.E., M.A. Arthur, and G.E. Claypool, 1986, Depletion of 13 C in Cretaceous marin organic matter, Source, diagenetic, or environmental signal: Marine Geology, v .70, p. 119-157.

-Espitalie, J., M. Madec, B. Tissot, J.J. Menning, and P. Leplate, 1977, Source rock characterization on method for petroleum exploration: proceeding of the 9th annual offshore technology conference, Houston, p. 439-444.

-Espitalie, J., F. Marqis, and L. Sagel, 1984, Geochemical logging, in: Voorhees, K, J. (ed), Analytical pyrolysis: Butterworths, Boston, p. 23-46.

-Ghasemi_Nejad, E., M. Head, and M. Naderi, 2009, Palynology and petroleum potential of the Kazhdumi Formation (Cretaceous: Albian-Cenomanian) in the South pars field, Northern Persian Gulf: Marin and Petroleum Geology, v.26 ,p.805-816.

- Gorin , G.E., and D. Steffan, 1991, Organic facies as a tool for recording eustatic variation in marine fine-grained carbonates-examples of the Berriasian Stratotype at Barrias (Ardeche, SE France): Paleo III, v. 85, p. 303-320.

-Hunt, J.M., 1996, Petroleum geochemistry and geology (2nd ed), pp. 291, 370, 380-388.

 

 

-Jones, R.W., 1987, Organic Facies, in Brook J. Welte D. eds. Advances in petroleum geochemistry: Academic Press, New York, p. 1-90.

-Peters, K.E., 1986, Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis: AAPG Bulletin.v. 70, p. 318-329.

-Peters, K.E., and M.R. Cassa, 1994, Applied source rock geochemistry, In: Magoon,L,B,Dow,W,G. (Eds), The petroleum system from source to trap: AAPG memoir,  v. 60, p. 93-120.

-Tissot, B.P., B. Durand, J. Espitalie, and A. Combaz, 1974, Influence of nature and diagenesis of organic matter in formation of petroleum: AAPG Bulletin, v. 58, p. 499-506.

-Tissot, B.P., and D.H. Welte, 1984, petroleum formation and accurrence (2nd ed): Berlin Springer-Verlag, v.  223, p. 509-523.

-Traverse, A., 2008. Palaeopalynology, second edition: Springer, London, 814 pp.

-Tyson, R.V., 1989, Late Jurassic palynofacies trend, Piper and kimmerdg clay Formation, UK onshore and NorthernSea   . In: Batten, D. J & Keen, M. C (Eds) Northwest European Micropaleontolog and palynology, p. 135-172.

-Tyson, R.V., 1993, Palynofacies analysis, In: Jenkins, D.J. (Editor): Applied Micropalaeontology, Kluwer Academic Publishers, Dordrecht, 269p.

-Tyson, R.V., 1995, Sedimentary organic matter, organic facies and palynofacies: Chapman and Hall London, 616p.