Geochemical Evaluation and organic facies distribution of the Pabdeh Formation in northwestern coastal Part of the Persian Gulf and southern Dezful Embayment by Rack-Eval Analysis

Document Type : Research Paper

Authors

1 Shahrood University of Technology, Iran

2 National Iranian Oil Company, Iran

Abstract

Abstract
Geochemical evaluation of source rock is the first step in assessment of hydrocarbon systems for their exploration. The Pabdeh Formation with the age of Paleocene to Oligocene and lithology of marl, limestone and shale is one of the potential source rocks in the southern part of the Dezful Embayment and northwestern coastal part of the Persian Gulf. In this research, the hydrocarbon generation potential, quality and quantity of source rock, kerogen type, thermal maturation and organic facies distribution are studied. For this purpose, 47 samples from different oil fields in the studied area were analyzed by Rock-Eval 6 pyrolysis system. The kerogens are mostly type II, III and II/III, however the samples are mainly immature and are within diagenesis stage. The 90% of samples have fair to excellent hydrocarbon generation potential. The organic facies of the formation are in the rage of B, BC, C and CD. The organic facies variations are due to lateral facies changes and sea-level fluctuations during deposition of this formation. The Pabdeh Formation can be divided into 3 geochemical zones. The upper and lower zones were deposited during sea level regression with low quantity of TOC and HI as well as kerogen type III. However, the middle zone that deposited during the sea level transgression has high quantity of TOC and HI with kerogen type II. The Pabdeh Formation in the studied area can be characterized as high hydrocarbon generation potential but immature source rock and the middle zone of this formation may represent an unconventional hydrocarbon reserve.
Keywords: Hydrocarbon generation potential, Pabdeh Formation, Rock-Eval, Organic facies, Kerogen.
 



Introduction
Geochemical assessment of source rock is an interdisciplinary approach which is utilized for increasing success rate of hydrocarbon exploration and efficiency of development plans. This technique can help in determining source rock distribution, source rock maturity, amount of organic matter, hydrocarbon potential generation, kerogen type, amount of production and migration pathways. On the other hand, the regional evaluation of the source rock in the sedimentary basin is necessary because different part of the basin may have different hydrocarbon potential. For this purpose, in this research, the geochemical conditions and organic facies distribution of the Paleocene to Oligocene Pabdeh Formation in northwestern coastal part of the Persian Gulf and southern Dezful Embayment have been investigated.
 
Material and Methods
In this research 47 samples from seven wells in the southern part of the Dezful Embayment and northwestern coastal part of the Persian Gulf has been analyzed by Rock-Eval 6 pyrolysis system. About 75 to 100 mg of the powdered cuttings from different depth of the Pabdeh Formation was heated up to 850 °C with the range of 25 °C/min in anoxic condition. The amount of released hydrocarbons, CO and CO2, was measured and the S1, S2, S3 picks were obtained.
 
Discussion of Results and Conclusions 
In geochemical analysis, assessment of oil contamination in samples is very important as it ruins the quality of results. Based on the S1/TOC diagram, three samples had oil contamination and thus they have not been considered for the evaluations. The two diagrams of TOC/S2 and TOC/(S1+S2) demonstrated that the Pabdeh Formation has fair to excellent hydrocarbon generation potential in the studied area. Among the all samples analyzed, 10 percentage of samples are in poor, 18 percentage in fair and 72 percentage in good to excellent ranges of hydrocarbon generation potential. The S2/TOC diagram showed that the kerogens are mostly types II, III or a combination of these two types. The Van-Kerevelen diagram also confirmed that the kerogen types are II, III and II/III. Based on the kerogen types, the Pabdeh Formation could generate both natural gas and crude oil. However the maturity diagram (Tmax/HI) showed that the formation is immature and within diagenesis stage. This diagram showed that only 6.8 percentage of the samples are within oil generation window.
In general, the Pabdeh Formation in northwestern coastal part of the Persian Gulf and southern Dezful Embayment has good hydrocarbon generation potential but it is immature and has not generated hydrocarbon. Therefore another source rock should be considered for the generated hydrocarbon in the studied area.
For determining the organic facies and sedimentary environments of the Pabdeh Formation in the Persian Gulf and southern Dezful Embayment, the Jones and OI/HI diagrams were used. Based on this study, variety of sedimentary environments (B, CD, BC and C) have been involved in deposition of the Pabdeh Formation in the studied area. These ranges were mostly associated with redux to semi oxide sedimentary conditions. Different sedimentary environments and lateral facies changes are the most important reasons for wide distribution of organic facies and different kerogen types.
In addition to sedimentary environments, relative sea level changes also could have controlled the vertical facies changes in sedimentary successions. This could control the different organic facies and kerogen types of the formation with different sources from continental to oceanic environments.
Correlation between hydrocarbon generation potential, TOC, HI and kerogen type showed that the Pabdeh Formation could be divided into three (A, B and C) geochemical zones. The zones A and C, which are upper and lower parts of the formation respectively have lower amount of TOC and HI, deposited during regression. This was the time of relative sea level fall associated with kerogen type III, sourced from continental environments which could have mostly gas generation potential. However the zone B, which is middle part of the formation with brown shale lithology has higher amount of TOC and HI, deposited during transgression. This was the time of relative sea level rise associated with kerogens type I and II, sourced from marine environments which could have commonly oil generation potential.
In general the Pabdeh Formation in the southern part of the Dezful Embayment and northwestern coastal part of the Persian Gulf can be characterized as high hydrocarbon generation potential but immature source rock. However, the middle part (B zone) of the formation could be considered as a potential unconventional reservoir.

Keywords

Main Subjects

Full Text

مقدمه

امروزه، ارزیابی ژئوشیمیایی روشی بین‌رشته‌ایست که برای بهبود بازده فعالیت‌های اکتشاف و تولید به کار می‌رود. بسیاری از مسائل مربوط به شناخت سنگ منشأ با استفاده از نظریه‌ها و روش‌های مختلف ژئوشیمیایی، زون‌های تولیدی و غیرتولیدی، مهاجرت نفت، تجمع‌های نفتی و توسعۀ میدان‌های نفتی مطالعه می‌شوند (Kaufman et al. 1990; Miller 1995; Peters & Fowler 2002). در صنایع نفتی پذیرفته شده است که احتمال اکتشاف سنگ منشأ مناسب با روش‌های ژئوشیمیایی تا 63 درصد افزایش می‌یابد. این ابزار به پرسش‌هایی نظیر مکان سنگ منشأ، میزان بلوغ، مقدار مادۀ آلی، پتانسیل هیدروکربنی، میزان تولید سنگ منشأ و مسیر مهاجرت نفت از سنگ منشأ پاسخ می‌دهد. باتوجه‌به ضرورت اکتشاف ذخایر جدید نفت و گاز و بررسی دقیق‌تر نواحی جنوب ایران، مطالعۀ سازندهای محتمل سنگ منشأ به‌عنوان نخستین عنصر مهم و تأثیرگذار در سیستم‌های نفتی اهمیت بسیاری دارد؛ در این راستا، پی‌بردن به پتانسیل هیدروکربن‌زایی و بررسی شرایط سنگ منشأ ازنظر داشتن شرایط اولیۀ زایش هیدروکربن اجتناب‌‌ناپذیر است.

غربال‌گری نمونه‌های سنگ از سازندهای محتمل منشأ و بررسی بلوغ حرارتی از طریق تجزیه‌وتحلیل نمونه‌ها با دستگاه راک- اول انجام می‌شود (Lafargue et al. 1998). استفاده از این دستگاه و تجزیه‌وتحلیل‌های مربوطه احتمال ناموفق‌بودن حفاری را در اهداف و چشم‌اندازهای اکتشافی کاهش می‌دهد (Espitalié 1984). دستگاه راک- اول 6 (آخرین نسل از دستگاه راک- اول) در سال 1996 با فناوری وینچی[1] تکمیل شد و به‌علت دقت زیاد تجزیه‌وتحلیل از بهترین روش‌ها برای ارزیابی سنگ‌های منشأ به شمار می‌آید (Behar et al. 2001). در مقالۀ حاضر، سازند پابده به سن پالئوسن تا الیگوسن در سواحل شمال‌غربی خلیج ‌فارس و جنوب فروافتادگی دزفول با استفاده از تجزیه‌وتحلیل‌ راک- اول 6 ارزیابی ژئوشیمیایی شد. تاکنون مطالعه‌های گوناگونی دربارۀ سازند پابده در ایران انجام شده‌اند؛ برای نمونه، بردانو و هرگ (Bordenave and Herge 2002) دو سنگ منشأ کژدمی و پابده را برای فروافتادگی دزفول معرفی کردند؛ در این مطالعه، زمان زایش و مهاجرت نفت و گاز پس‌از شکل‌گیری زاگرس حدود 3 تا 8 میلیون سال پیش ذکر شده است. علیزاده و همکاران (Alizadeh et al. 2012) در بررسی ویژگی‌های ژئوشیمیایی دو سنگ منشأ کژدمی و پابده در نواحی جنوب فروافتادگی دزفول شمالی دریافتند مادۀ آلی در سازند پابده دارای کروژن تیپ III و II است. مشهدی و همکاران (Mashhadi et al. 2015) نیز در مطالعۀ ویژگی‌های ژئوشیمیایی و هیدروکربن‌زایی سازندهای کژدمی (کرتاسۀ پیشین)، گورپی (کرتاسۀ پسین) و پابده (پالئوژن) در بخش ایرانی خلیج ‌فارس با استفاده از راک- اول و Tmax نشان دادند سازند پابده درون پنجرۀ اصلی تولید نفت قرار دارد. کریمی و همکاران (Karimi et al. 2016) با تجزیه‌وتحلیل‌های ژئوشیمیایی، روش‌های ژئوفیزیکی و مطالعه‌های کینتیکی در تاقدیس اهواز به بررسی تأثیر سیستم نفتی کرتاسه- میوسن بر شکل‌گیری مخازن نفتی در این نواحی پرداختند. کریمی و همکاران همچنین با بررسی ارزیابی ژئوشیمیایی و مدل‌سازی حرارتی سازند پابده و سازند گورپی در نواحی شمالی فروافتادگی دزفول دریافتند در نمودار Tmax/HI، بیشتر نمونه‌های پابده و گورپی حاوی کروژن نوع II هستند.

با‌توجه‌به ضرورت مطالعه‌های ژئوشیمیایی در اکتشافات ذخایر متعارف نفت و گاز جدید و همچنین بررسی سازندهای محتمل به‌عنوان ذخایر غیرمتعارف هیدروکربنی در ایران، سازند پابده در سواحل شمال‌غربی خلیج ‌فارس و جنوب فروافتادگی دزفول در پژوهش حاضر بررسی شد. بررسی ناحیه‌ای سازند منشأ از این نظر مهم است که شرایط و پتانسیل آن ممکن است در مناطق مختلف به‌علت متغیر‌بودن شرایط محیط رسوب‌گذاری متفاوت باشد؛ ازاین‌رو، تعیین شرایط آن سازند در نواحی مختلف ضروری است.

موقعیت جغرافیایی و چینه‌شناسی منطقه

فروافتادگی دزفول در جنوب‌غرب تراست زاگرس واقع شده است و حدود 40000 کیلومترمربع وسعت دارد. این ناحیه باوجود مساحت نسبتاً کمی که دارد، بخش اعظمی از ذخایر نفت ایران را در خود جای داده است؛ به‌طوری‌که در ناحیۀ فروافتادگی دزفول و سواحل شمال‌غربی خلیج ‌فارس حدود 60 میدان نفتی وجود دارد. برخی از این میدان‌ها مانند اهواز، گچساران و بی‌بی حکیمه، میدان‌های فوق عظیمند. ازجمله میدان‌های نفتی عظیم ناحیه عبارتند از: تابناک، هندیجان، تنگو، رگ سفید (شکل 1) (Bordenave 2002).

فروافتادگی دزفول و سواحل شمال‌غربی خلیج‌ فارس بخشی از زاگرس چین‌خورده‌اند و عملکرد توأم گسل قطر- کازرون (KF) و گسل بالارود (BF) نقش اساسی در شکل‌گیری این نواحی داشته است (شکل 1) (Aghanabati 2004).

جیمز و واند برای نخستین‌بار در سال 1965 سازند پابده را مطالعه و آن را سازند معرفی کردند (James & Wynd 1965). برش الگوی واحد سنگی پابده در تنگ پابده، در شمال میدان نفتی مسجدسلیمان به ضخامت 798 متر مطالعه شده است. این سازند از سنگ‌شناسی مارن، آهک و شیل تشکیل شده و سن آن پالئوسن تا الیگوسن است. سازند پابده به‌ویژه در نواحی جنوب‌شرقی لرستان، خوزستان و نواحی جنوبی فارس گسترش دارد (Aghanabati 2004) و مرز زیرین آن در محل برش نمونه با شیل و مارن‌های سازند گورپی به‌شکل هم‌شیب و مرز بالایی آن در برش نمونه با سازند آسماری به‌شکل هم‌شیب و تدریجی است (شکل 2).


 

 

 

شکل 1- نقشۀ ناحیۀ فروافتادگی دزفول و سواحل شمال‌غربی خلیج‌فارس، میدان‌های هیدروکربنی و ویژگی‌های ساختاری اصلی آنها (Karimi et al. 2016)

 

 

شکل 2- ستون چینه‌شناسی سازند پابده در یکی از چاه‌های مورد‌مطالعه (برگرفته از گزارش شرکت ملی نفت ایران)

 

 

روش مطالعه

در مطالعۀ حاضر، تعداد 47 نمونه خرده‌حفاری از هفت حلقه چاه مربوط به سازند پابده، از میدان‌های واقع در سواحل شمال‌غربی خلیج‌ فارس و جنوب فروافتادگی دزفول تهیه و با دستگاه پیرولیز راک- اول 6 دانشگاه امیرکبیر تجزیه‌وتحلیل شدند.

در این روش، مقدار کمی (معمولاً حدود 75 تا 100 میلی‌گرم) از نمونه‌های خرده‌حفاری پودرشدۀ سازند پابده از اعماق مختلف در محیط گاز خنثی نیتروژن یا هلیوم (محیط بدون اکسیژن) از دمای 100 تا 850 درجۀ سانتی‌گراد با نرخ افزایش دمای 25 درجۀ سانتی‌گراد در دقیقه حرارت داده شد. در نمونه‌های قدیمی دستگاه راک– اول، فرایند حرارت‌دادن تا دمای 600 درجۀ سانتی‌گراد انجام می‌شد؛ اما در دستگاه راک- اول 6 به‌علت شکسته‌شدن مواد آلی کروژن نوع III در دمای بیش از 600 درجۀ سانتی‌گراد، این فرایند تا 850 درجۀ سانتی‌گراد ادامه می‌یابد (Dahl et al. 2004). هیدروکربن‌های آزاد موجود در نمونۀ سنگ تا دمای حدود 300 درجۀ سانتی‌گراد بخار و به‌شکل پیک S1 بر حسب میلی‌گرم هیدروکربن بر گرم سنگ مشخص شدند. مواد آلی موجود در نمونۀ سنگ در فرایند پیرولیز و هنگام حرارت‌دادن به هیدروکربن تبدیل شدند و مقدار آنها به‌شکل شاخص S2 بر حسب میلی‌گرم هیدروکربن بر گرم سنگ اندازه‌گیری و ثبت شد. دو شاخص یادشده با آشکارساز یونی- شعله‌ای (FID) اندازه‌گیری شدند. در ادامۀ حرارت‌دهی طی فرایند پیرولیز، برخی ترکیبات دارای اکسیژن در دمای حدود 300 تا 390 درجۀ سانتی‌گراد شکسته و به‌شکل CO2 آزاد شدند (Wang & Scott 2007)؛ این مقادیر با سلول فروسرخ (IR-CELL) اندازه‌گیری و با عنوان شاخص S3 بر حسب میلی‌گرم دی‌اکسید‌کربن بر گرم سنگ نشان داده شدند. مقدار CO که از شکستن ترکیبات اکسیژن‌دار طی فرایند پیرولیز تولید می‌شود نیز با سلول فروسرخ اندازه‌گیری شد. باقیماندۀ نمونه در کورۀ اکسیداسیون و در شرایط اتمسفر مصنوعی (N2/O2: 80/20) با نرخ افزایش دمای 20 درجۀ سانتی‌گراد بر دقیقه تا دمای 850 درجۀ سانتی‌گراد حرارت داده شد. ترکیبات CO2 و CO آزادشده در فرایند اکسیداسیون نیز با سلول فروسرخ اندازه‌گیری شدند (Behar et al. 2001).

بحث و بررسی

مطالعۀ حاضر با هدف ارزیابی ژئوشیمیایی سازند پابده به‌عنوان سنگ منشأ محتمل در سواحل شمال‌غربی خلیج ‌فارس و جنوب ‌فروافتادگی دزفول انجام شد. جدول 1 نتایج پیرولیز راک- اول 47 نمونه از خرده‌های حفاری سازند پابده را در هفت حلقه چاه از این نواحی و جدول 2 معیارهای ارزیابی کمیت، کیفیت و بلوغ مادۀ آلی استفاده‌شده در پژوهش را نشان می‌دهد (Peters & Cassa 1994).


 

جدول 1- نتایج پیرولیز راک- اول 6 نمونه‌های سازند پابده از هفت حلقه چاه در منطقۀ موردمطالعه

FM

Well

Depth
 (m)

S3

Tmax
 (°C)

OI

TOC (Wt. %)

S1

S2

HI

S1/S3

S1+S2

PI

 

Pb

1

2658

1.74

426

112

1.55

1.02

1.54

99

0.89

0.59

2.56

Pb

1

2665

1.36

423

209

0.65

0.62

0.82

126

0.60

0.46

1.44

Pb

1

2682

1.54

425

193

0.80

0.72

1.01

126

0.66

0.47

1.73

Pb

1

2688

1.02

423

68

1.50

0.96

1.47

98

1.44

0.94

2.43

Pb

1

2714

2.61

425

80

3.27

1.67

12.79

391

4.90

0.64

14.46

Pb

1

2723

1.83

424

59

3.08

1.88

14.42

468

7.88

1.03

16.30

Pb

1

2731

2.44

419

65

3.76

2.15

15.46

411

6.34

0.88

17.61

Pb

1

2743

2.02

419

44

4.55

1.93

22.96

505

11.37

0.96

24.89

Pb

1

2750

2.94

417

56

5.21

2.61

24.81

476

8.44

0.89

27.42

Pb

1

2763

1.95

420

52

3.73

2.02

16.16

433

8.29

1.04

18.18

Pb

1

2771

2.43

418

73

3.33

1.77

15.53

466

6.39

0.73

17.30

Pb

1

2780

1.78

423

51

3.48

1.86

14.92

429

8.38

1.04

16.78

Pb

1

2790

2.22

428

79

2.82

1.48

7.62

270

3.43

0.67

9.10

Pb

1

2797

1.45

423

154

0.94

0.60

2.43

259

1.68

0.41

3.03

Pb

1

2808

1.95

427

174

1.12

0.68

1.68

150

0.86

0.35

2.36

Pb

1

2820

1.15

429

68

1.68

0.77

1.91

114

1.66

0.67

2.68

Pb

1

2831

2.24

427

350

0.64

0.41

1.34

209

0.60

0.18

1.75

Pb

1

2843

1.78

426

178

1.00

0.73

1.89

189

1.06

0.41

2.62

Pb

1

2850

1.68

427

111

1.52

0.74

1.95

128

1.16

0.44

2.69

Pb

1

2859

0.85

425

170

0.50

1.26

1.50

300

1.76

1.48

2.76

Pb

1

2870

1.59

422

192

0.83

1.65

1.53

184

0.96

1.04

3.18

Pb

1

2881

1.43

423

72

1.99

2.25

3.23

162

2.26

1.57

5.48

Pb

1

2893

2.45

424

454

0.54

1.47

1.01

187

0.41

0.60

2.48

Pb

1

2898

2.13

431

215

0.99

1.63

1.97

199

0.92

0.77

3.60

Pb

2

2681

2.39

422

62

3.87

2.54

11.94

309

5.00

1.06

14.48

Pb

2

2752

2.61

424

253

1.03

1.66

2.59

251

0.99

0.64

4.25

Pb

2

2823

1.44

435

267

0.54

1.00

0.70

130

0.49

0.69

1.70

Pb

2

2870

0.53

437

39

1.35

0.81

1.45

107

2.74

1.53

2.26

Pb

2

2891

1.96

431

209

0.94

1.19

1.32

140

0.67

0.61

2.51

Pb

3

2640

2.66

426

171

1.56

0.84

1.60

103

0.60

0.32

2.44

Pb

3

2675

3.01

432

118

2.56

1.64

3.03

118

1.01

0.54

4.67

Pb

3

2701

2.20

427

69

3.18

1.51

11.80

371

5.36

0.69

13.31

Pb

3

2736

2.89

421

74

3.92

1.76

16.16

412

5.59

0.61

17.92

Pb

4

2015

1.28

434

53

2.42

0.39

3.16

131

2.46

0.30

3.55

Pb

4

2084

1.05

428

30

3.57

0.54

13.41

376

12.73

0.51

13.95

Pb

4

2090

0.98

434

47

2.08

0.33

1.38

66

1.40

0.34

1.71

Pb

4

2099

0.44

426

133

0.33

0.08

0.83

252

1.90

0.18

0.91

Pb

4

2140

1.30

426

52

2.48

0.33

10.96

442

8.42

0.25

11.29

Pb

5

2193

0.90

431

35

2.55

0.48

8.55

335

9.46

0.53

9.03

Pb

5

2243

1.40

427

77

1.81

0.29

11.41

630

8.17

0.21

11.70

Pb

6

2285

0.50

429

27

1.83

0.14

3.98

217

7.93

0.28

4.12

Pb

6

2346

0.94

431

71

1.33

0.61

2.19

165

2.33

0.65

2.80

Pb

7

1723

0.10

437

40

0.25

0.20

1.13

452

11.30

2.00

1.33

Pb

7

1841

1.32

423

30

4.33

0.91

27.54

636

20.93

0.69

28.45

Pb

7

1883

0.84

427

31

2.68

0.54

10.01

374

11.93

0.64

10.55

Pb

7

1933

1.03

433

412

0.25

0.02

1.81

724

1.76

0.02

1.83

Pb

7

1964

1.19

433

132

0.90

0.13

0.85

94

0.71

0.11

0.98
                             

 

 

جدول 2- معیارهای بررسی کمیت، کیفیت و بلوغ مادۀ آلی سنگ منشأ (برگرفته ازPeters & Cassa 1994).

S2 (mg HC/g Rock)

S1(mg HC/g Rock)

TOC (wt. %)

Quantity

0-2.5

0-0.5

0-0.5

Poor

2.5-5

0.5-1

0.5

Fair

5-10

1-2

1-2

Good

10-20

2-4

2-4

Very Good

20<

4<

4<

Excellent

Kerogen type

S2/S3

HI(mg HC/g TOC)

Quantity

IV

<1

50>

None

III

1-5

50-200

Gas

II/III

5-10

200-300

Gas and Oil

II

10-15

300-600

Oil

I

15<

600<

Oil

TAI

Tmax(0C)

Ro (%)

Maturation

1.5-2.6

435>

0.2-0.6

Immature

2.6-2.7

435-445

0.2-0.65

Early

 

Mature

2.7-2.9

445-450

0.65-0.9

Peak

2.9-3.3

450-470

0.9-1.35

late

3.3<

470<

1.35<

Post mature

 

 

شاخص مهاجرت و تعیین آلودگی

اطمینان از اینکه نمونه‌های مطالعه‌شده آلودگی و یا آغشتگی ندارند در انجام مطالعه‌های ژئوشیمیایی بسیار ضروری است؛ زیرا آلودگی نمونه‌ها بر نتایج پیرولیز راک- اول ‌تأثیر می‌گذارد. آغشتگی‌ها ممکن است ناشی از مهاجرت هیدروکربن از لایه‌ها و سازندهای عمیق‌تر و آلودگی نمونه‌ها به نفت خام و مواد روغنی موجود در گل حفاری در زمان حفاری باشد. به‌منظور تعیین آلودگی از منحنی تغییرات S1 در برابر TOC استفاده می‌شود (Hunt 1996). بر اساس شکل 3، قسمت اعظم نمونه‌های سازند پابده از نوع برجا بودند و فقط در 3 نمونه، نشانه‌های جزئی آلودگی و هیدروکربن‌های نابرجا دیده شد؛ درنتیجه، این 3 نمونه از ادامۀ مطالعه حذف شدند.

 

تعیین کمیت مواد آلی

مقدار مادۀ آلی با عنوان کربن آلی کل (TOC) بیان می‌شود. سنگی توانایی تولید نفت و گاز را دارد که حداقل معینی کربن آلی داشته باشد و این مقدار با‌توجه‌به نوع سنگ منشأ متفاوت است. به‌منظور ارزیابی پتانسیل هیدروکربن‌زایی سازند پابده، مقادیر (S1+S2) و TOC حاصل از پیرولیز راک- اول نمونه‌ها با مقادیر استاندارد آنها ارزیابی شد (شکل 4). نتایج این شکل نشان دادند 10 درصد نمونه‌ها در محدودۀ پتانسیل ضعیف، 18 درصد در محدودۀ پتانسیل متوسط و 72 درصد در محدودۀ پتانسیل خوب تا عالی قرار دارند؛ بنابراین، سازند پابده سنگ منشأ با توان هیدروکربن‌زایی متوسط تا عالی در نظر گرفته می‌شود.

نمودار S2 در برابر TOC (شکل 5) نیز برای تعیین پتانسیل هیدروکربن‌زایی واحدهای رسوبی به کار می‌رود. طبق این نمودار، پتانسیل هیدروکربن‌زایی نمونه‌های سازند پابده از متوسط تا عالی متغیر است که تأیید‌کنندۀ شکل 4 است.


 

 

شکل 3- نمودار تغییرات مقادیر TOC در برابر S1 برای تعیین نفت برجا و نابرجازای نمونه‌های سازند پابده (برگرفته ازHunt 1996)

 

 

شکل 4- نمودار تغییرات مقادیر TOC در برابر مقادیر (S1+S2) برای تعیین پتانسیل هیدروکربن‌زایی نمونه‌های سازند پابده (برگرفته ازBarker 1974)

 

 

شکل 5- نمودار S2 در برابر TOC برای تعیین پتانسیل هیدروکربن‌زایی نمونه‌های سازند پابده (برگرفته ازPeters 1986)


تعیین کیفیت مادۀ آلی

کیفیت یا نوع مادۀ آلی (کروژن) موجود در سنگ منشأ با استفاده از نمودار TOC در برابر S2 تعیین می‌شود (Peters 1986). طبق نظر اسپیتاله و همکاران (Espitalie et al. 1985)، کروژن نوع I غالباً منشأ دریاچه‌ای و قابلیت تولید 80 درصد وزنی هیدروکربن طی پیرولیز را دارد و نفت‌زاست. کروژن نوع II که منشأ دریایی دارد حدود 50 تا 60 درصد وزنی هیدروکربن تولید می‌کند. کروژن نوع III که از مواد چوبی با منشأ قاره‌ای تشکیل شده است، حداکثر 15 تا 30 درصد وزنی هیدروکربن تولید ‌می‌کند و گاززاست. لنگفورد و بلانک والرون (Langford & Blanc-Valleron 1990) بیان کرده‌اند در نمودار TOC/S2، خطی که در محدودۀ HI=700 mg HC/gTOC  قرار دارد به‌شکل مرز جداکننده بین کروژن نوع I و II و خط دیگری که در محدودۀ HI=200mg HC/g TOC است به‌شکل مرز جداکنندۀ کروژن نوع II و III عمل می‌کند. با‌توجه‌به نمودار TOC در برابر S2 (شکل 6)، نمونه‌های سازند پابده در محدودۀ کروژن نوع II، III و مخلوطی از این دو نوع کروژن واقع شده‌اند. برای تعیین نوع کروژن از نمودار ون‌کرولن (شکل 7) نیز استفاده می‌شود؛ طبق این نمودار، کروژن از نوع II، III و مخلوطی از دو نوع کروژن است و چنانچه بلوغ مناسبی داشته باشد، توانایی زایش نفت، گاز و نفت/گاز را دارند. این نمودار (شکل 7) تأییدکنندۀ شکل 6 است.


 

 

شکل 6- نمودار تغییرات S2 در برابر TOC نمونه‌های سازند پابده (برگرفته از Peters 1986)

 

 

شکل 7- نمودار تغییرات HI در برابر OIنمونه‌های سازند پابده

 

بلوغ حرارتی و نوع کروژن

به‌منظور تعیین بلوغ مادۀ آلی و نوع آن از نمودار شاخص هیدروژن در برابر Tmax استفاده می‌شود (Espitalié et al. 1985). محدودۀ بلوغ Tmax برای انواع مختلف مادۀ آلی متفاوت است (Tissot & Walte 1984; Bordenave 1993). در روش پیرولیز، پنجره زایش نفت از کروژن نوع I و II در درجه‌حرارت بین 430 تا 470 درجۀ سانتی‌گراد و تولید گاز خشک از کروژن نوع III در بیشتر از 470 درجۀ سانتی‌گراد است (Tissot et al. 1987; Peters 1986). بر اساس شکل 8، مقادیر Tmax برای نمونه‌های مطالعه‌شده 417 تا 437 درجۀ سانتی‌گراد است؛ بنابراین، نمونه‌های سازند پابده عمدتاً در انتهای مرحلۀ دیاژنز قرار دارند و وارد پنجرۀ تولید نفت نشده‌اند. طبق این نمودار، فقط تعداد کمی (حدود 8/6 درصد) از نمونه‌ها در ابتدای محدودۀ پنجرۀ نفت‌زایی قرار دارند. بر اساس توزیع نمونه‌ها در نمودار یادشده، کروژن بیشتر نمونه‌ها از نوع II، III و ترکیبی از این دو نوع است (تأییدکنندۀ نمودارهای ون‌کرولن و S1 در برابر TOC). باتوجه‌به نابالغ‌بودن سازند پابده در جنوب فروافتادگی دزفول و سواحل شمال‌غربی خلیج ‌فارس بایستی سازند دیگری که پتانسیل هیدروکربن‌زایی مناسب و بلوغ حرارتی کافی داشته باشد، سنگ منشأ اصلی مواد هیدروکربنی در این ناحیه در نظر گرفته شود؛ ازاین‌رو، می‌توان به سازند کژدمی به‌عنوان سنگ منشأ احتمالی اشاره کرد.


 

شکل 8.- نمودار تغییرات HI در برابر Tmax به‌منظور تعیین بلوغ حرارتی و نوع کروژن نمونه‌های سازند پابده

 


رخسارۀ آلی و محیط رسوب‌گذاری

منظور از رخسارۀ آلی تعیین شرایط محیط رسوبی ‌است که در آن مواد آلی همراه با رسوبات نهشته شده‌اند. به‌منظور تعیین رخسارۀ آلی و محیط رسوب‌گذاری از نمودار جونز (Jones 1987) و نمودار HI در برابر OI استفاده می‌شود (شکل 9). هرکدام از محدوده‌ها و محیط‌های رسوب‌گذاری مربوط به آنها که در این نمودار دیده می‌شوند در جدول 3 آورده شده‌اند نمودار HI/OI محدودۀ رخساره‌ای B، BC، C و CD را برای نمونه‌های سازند پابده نشان می‌دهد. این محدوده‌ها شاخص محیط دریایی احیایی، نسبتاً احیایی تا نسبتاً اکسیدان هستند. رخساره‌های تعیین‌شده توانایی تولید نفت در رخسارۀ B تا گاز خشک در رخسارۀ CD را دارند. چنین رخساره‌هایی با نوع کروژن‌های تعیین‌شده در پژوهش حاضر (کروژن‌های نوع II، III و ترکیبی از این دو نوع) مطابقت دارند.

طبق نظر بهبهانی و همکاران (Behbahani et al. 2011)، محیط رسوبی سازند پابده در شمال‌غرب حوضۀ زاگرس و جنوب فروافتادگی دزفول از رمپ بیرونی با رخساره‌های پلاژیک (شرایط احیایی تا کمی احیایی) به‌شکل تدریجی به رمپ میانی با رخساره‌های پشته‌های االیتی دارای انرژی زیاد و تحت‌تأثیر توفان (شرایط نسبتاً اکسیدان) و درنهایت به لاگون (رمپ درونی) تغییر می‌کند؛ بنابراین، تغییرات جانبی رخساره‌ها و فرایندهای توفانی عوامل احتمالی‌ای هستند که تنوع رخساره‌های آلی و کروژن‌های سازند پابده را توجیه می‌کنند. شکل 10 به‌طور شماتیک محیط رسوبی، موقعیت رخساره‌های آلی و نوع کروژن در سازند پابده را در منطقۀ مطالعه‌شده نشان می‌دهد.

علاوه‌بر محیط رسوبی، تغییرات نسبی سطح آب دریا (پیشروی و پسروی) از عواملیست که سبب ایجاد تغییرات عمودی رخساره‌ها در توالی‌های رسوبی می‌شود. نمودار HI در برابر TOC (Dean et al. 1986) در سازند پابده (شکل 11) متغیر‌بودن شرایط محیطی را در اثر پیشروی و پسروی‌های آب دریا در زمان نهشته‌شدن این سازند نشان می‌دهد. علیزاده و همکاران (Alizadeh et al. 2012) با بررسی‌های چینه‌نگاری سکانسی سازند پابده در شمال‌غرب حوضۀ زاگرس و جنوب فروافتادگی دزفول نشان دادند در زمان پالئوسن پسین تا ائوسن میانی (بخش زیرین سازند پابده) سطح نسبی آب دریا پایین (سیستم تراکت پس‌رونده)، در زمان ائوسن پیشین (بخش میانی سازند پابده) سطح نسبی آب دریا بالا (سیستم تراکت پیش‌رونده) و در زمان الیگوسن پیشین (بخش بالایی سازند پابده) دوباره سطح نسبی آب دریا پایین (سیستم تراکت پس‌رونده) بوده است؛ بنابراین، تنوع رخساره‌های آلی و نوع کروژن‌های سازند پابده با منشأ دریایی، خشکی و مخلوطی از این دو در سیستم‌های پسروی- پیشروی- پسروی طی زمان رسوب‌گذاری این سازند توجیه‌پذیر است.

به‌منظور زون‌بندی ژئوشیمیایی سازند پابده، تغییرات مقادیر کربن آلی کل، اندیس هیدروژن، توان هیدروکربن‌زایی و نوع کروژن در یکی از چاه‌های موردمطالعه با یکدیگر تطابق داده شد (شکل 12). همان‌طور که در شکل نشان داده شده است سازند پابده به سه زون ژئوشیمیایی A، B و C تقسیم می‌شود. ازآنجاکه معمولاً شرایط پسروی سطح آب دریا مقادیر TOC و HI کمتری را نسبت به شرایط پیشروی سطح آب دریا با مقادیر TOC و HI زیاد نشان می‌دهد، نتیجه گرفته‌ می‌شود زون C (بخش زیرین سازند پابده) در زمان پایین‌بودن سطح نسبی آب دریا ته‌نشست شده که این زمان با کاهش مقادیر TOC و HI هم‌زمان بوده است. باتوجه‌به پایین‌بودن سطح نسبی آب دریا در این زمان، نوع مواد آلی این زون عمدتاً کروژن نوع III است که منشأ خشکی و توان تولید گاز را دارد. زون B (بخش میانی سازند پابده) در زمان بالابودن سطح نسبی آب دریا ته‌نشست شده است و مقادیر بیشتری از TOC و HI را نشان می‌دهد. کروژن‌های این زون عمدتاً از نوع II و دریایی‌اند و توان تولید نفت را دارند. وجود شیل‌های قهوه‌ای (مشخص‌شده در ستون سنگ‌شناسی) در این زون تأییدکنندۀ افزایش سطح نسبی آب دریا در این زمان است. زون A (بخش بالایی سازند پابده) در زمان پایین‌آمدن مجدد سطح نسبی آب دریا و با کاهش مقادیر TOC و HI ته‌نشست شده است. نوع مواد آلی این زون عمدتاً کروژن نوع III با منشأ خشکی و توان تولید گاز است.


 

 

شکل 9- نمودار TOC در برابر HI برای تعیین رخساره‌های آلی نمونه‌های سازند پابده (برگرفته از Jones 1987)

 

جدول 3- رخساره‌های آلی به همراه مواد آلی غالب، موجودات اولیه و محیط رسوبی (برگرفته ازJones 1987)

Primary Products

Depositional Environments

Primary Organisms

Dominant Organic Matter

Organic Facies

OIL

Lacustrine, persistent anoxia stratified H2O. Warm Humid climate

Botyococcus, Tasmanites

Algal, amorphous

A

OIL

Persistent anoxia, transgressive, warm-equable climate. Well laminated

Conspicuous Tasmanites

Amorphous, highly flour. Minor terrestrial input

AB

OIL

Less persistent anoxia marine or lacustrine.

Conspicuous Tasmanites during Cretaceous. Marine/non-marine algae & associated bacteria

Amorphous, common. Terrestrial input

B

LIQUIDS and GAS

Terrestrial & marine organic matter.Pro-delta muds-outer shelf

Variable algal input. Diverse

Mixed; some oxidation. Partially oxidized during Cretaceous. Algal

BC

GAS Prone

Oxic H2O-Moderate rapid deposition in anoxic conditions

Telinite&Colinite. Low amounts of spores, cuticles &resinite

Terrestrial; some oxidation.

C

Moderate DRY GAS capacity

Marine fore-deeps in front of rising mountain ranges

Varying amounts terrestrial & reworked organic matter Some fine grain amorphous organic matter of unknown origin.

Oxidized; reworked organic matter

CD

DRY GAS only at high maturity

Deep ocean to terrestrial

Dominant inertinite Highly Oxidized or re- deposited residual organic matter.

Highly Oxidized

D

 

 

شکل 10- مدل محیط رسوبی، موقعیت رخساره‌های آلی و نوع کروژن سازند پابده در منطقۀ مطالعه‌‌شده

 

شکل 11- نمودار مقادیر TOC در برابر HI به‌منظور تعیین تغییرات سطح آب دریا در زمان رسوب‌گذاری سازند پابده (برگرفته ازDean et al. 1986).

 

شکل 12- زون‌بندی ژئوشیمیایی سازند پابده بر اساس تطابق بین تغییرات مقادیر توان هیدروکربن‌زایی، کربن آلی کل، اندیس هیدروژن و نوع کروژن در یکی از چاه‌های مطالعه‌شده


نتیجه‌

باتوجه‌به مطالعه‌های انجام‌شده و تفاسیری که از نتایج پیرولیز راک- اول 6 روی نمونه‌های سازند پابده در سواحل شمال‌غربی خلیج فارس و جنوب فروافتادگی دزفول به دست آمده است و با‌توجه‌به منحنی تغییرات S1 در برابر TOC، 3 نمونه آلودگی داشتند و از ادامۀ مطالعه حذف شدند. بر اساس نمودارهای TOC/S2 و ون‌کرولن مشخص شد مواد آلی این سازند از کروژن‌های نوع II، III و مخلوطی از این دو نوع کروژن هستند. نمودار Tmax/HI نیز نوع کروژن‌های سازند پابده را تأیید کرد. نمودارهای S2/TOC و S1+S2)/TOC) نشان دادند سازند پابده در منطقۀ مطالعه‌شده توان هیدروکربن‌زایی متوسط تا عالی و بنابراین توانایی تولید نفت و گاز را دارد. بر اساس نمودار بلوغ مادۀ آلی (Tmax/HI) نمونه‌های سازند پابده عمدتاً در انتهای مرحلۀ دیاژنز قرار دارند و فقط 8/6 درصد از نمونه‌ها وارد پنجره نفت‌زایی شده‌اند. به‌طور‌‌کلی سازند پابده در این ناحیه توان هیدروکربن‌زایی خوبی دارد، ولی نابالغ است و به بلوغ کافی برای تولید هیدروکربن نرسیده است. نمودار HI/OI نشان داد بیشتر نمونه‌ها در شرایط محیط دریایی- دریاچه‌ای نسبتاً احیایی (B) و محیط‌های عمیق مجاور نقاط کوه‌زایی (CD) و مقدار کمی از آنها در محیط‌های دارای مواد آلی دریایی و قاره‌ای با رسوب‌گذاری و شرایط نسبتاً اکسیدان (BC) و محیط‌های با سرعت رسوب‌گذاری متوسط در شرایط احیایی (C) قرار دارند. متغیر‌بودن شرایط رسوب‌گذاری و تغییرات جانبی رخساره‌ها از‌جمله عواملی‌اند که تنوع رخساره‌های آلی و کروژن‌های سازند پابده را توجیه می‌کنند. سازند پابده در منطقۀ مطالعه‌شده ازنظر پتانسیل هیدروکربن‌زایی یکنواخت نیست و به سه زون ژئوشیمیایی A، B و C تقسیم می‌شود. زون میانی (B) در زمان بالابودن سطح نسبی آب دریا با افزایش مقادیر TOC و HI ته‌نشست شده و مواد آلی موجود در این زون عمدتاً کروژن نوع II و دریایی است؛ در‌حالی‌که زون‌های زیرین (C) و بالایی (A) در زمان پایین‌بودن سطح نسبی آب دریا با کاهش مقادیر TOC و HI ته‌نشست یافته و مواد آلی موجود در این دو زون عمدتاً کروژن‌های نوع III و مخلوطی از کروژن‌های II و III است.

ارزیابی ژئوشیمیایی سازند پابده در فروافتادگی دزفول و سواحل شمال‌غربی خلیج فارس و ‌توجه به نوع کروژن‌ها (II، III و مخلوطی از این دو) و توان هیدروکربن‌زایی متوسط تا عالی نشان می‌دهد این سازند قابلیت تولید نفت و گاز را دارد، ولی با‌توجه‌به بلوغ کم در مراحل دیاژنز باقی مانده است؛ بنابراین، سازند پابده (به‌ویژه زون میانی) در جنوب فروافتادگی دزفول و سواحل شمال‌غربی خلیج فارس منبع هیدروکربنی غیرمتعارف احتمالیست که باید بررسی‌های بیشتری دربارۀ آن انجام شوند.


[1] Vinci

References

Alizadeh B. Sarafdokht H. Rajabi M. Opera A. and Janbaz M. 2012. Organic geochemistry and petrography of Kazhdumi (Albian–Cenomanian) and Pabdeh (Paleogene) potential source rocks in southern part of the Dezful Embayment, Iran. Organic Geochemistry, 49: 36-46.
Alizadeh B. Janatmakan N. Ghalavand H. and Ghobeishavi A. 2012. Geochemistry and Sequence Stratigraphy of Pabdeh Formation in Mansuri Oil Field, southwest Iran. Advanced Applied Geology, 2(5), 27-40. (In Persian).
Aghanabati A. 2004. Geological Survey and Mineral Exploration of Iran. 586 p. (In Persian).
Barker C. 1974. Pyrolysis techniques for source-rock evaluation, American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 58: 2349–2361.
Behar F. Beaumont V. De. and Penteado H. L. 2001. Rock-Eval6 technology: performances and developments. Oil and Gas Science and Technology - Rev. IFP, 56, 2: 111-134.
Behbahani R. Khodabakhsh S. Mohseni H. and Atashmard Z. 2011. Evidences of tempestite and turbidite deposits in Pabdeh Formation, north and southwest of Zagros basin. Journal of Stratigraphy and Sedimentology Researches, 27: 73- 96 (in Persian).
Bordenave M.L. 1993. Applied Petroleum Geochemistry, Edition Teaching, Paris, 524 p.
Bordenave M. L. 2002. The Middle Cretaceous to Early Miocene Petroleum System in the Zagros Domain of Iran, and its Prospect Evaluation, American Association of Petroleum Geologists Annual Meeting, Houston, Texas, 1-9.
Bordenave M.L. and Herge J.A. 2002 “The Influence of tectonics on the Entrapment of Oil in the Dezful Embayment, Zagros Fold belt, Iran, Journal of Petroleum Geology, 28(4): 339-368.
Dahl B. Bojesen-Koefoed J. Holm A. Justwan H. Rasmussen E. and Thomsen E. 2004. A New Approach to Interpreting Rock-Eval S₂ and TOC Data for Kerogen Quality Assessment. Organic Geochemistry, 35: 1461-1477.
Dean W.E. Arthur M.A. and Claypool G.E. 1986. Depletion of 13C in Cretaceous marine organic matter: Source, diagenetic, or Mineralogists, New Orleans, 263-282.
Espitalié J. Deroo G. & Marquis F. 1985. La pyrolyse Rock-Eval et ses applications. Deuxième partie. Revue de l'Institut français du Pétrole, 40(6): 755-784.
Hunt J.M. 1996. Petroleum Geochemistry and Geology, W.H. Freeman and Company, New York, 2nd edition, 764 p.
James G.A. Wynd J.G. 1965. Stratigraphic nomenclature of Iranian oil consortium, agreement area, American Association of Petroleum Geologists. Bulletin, 49: 2182–2245.
Jones R.W. 1987. Organic facies. Advances in Petroleum Geochemistry, Academic Press, New York, USA.
Karimi A.R. Rabbani A.R. and Kamali M.R. 2016. A bulk kinetic, Burial history and thermal modeling study of the Albian Kazhdumi and the Eocene-Oligocene Pabdeh formations in the Ahvaz Anticline, Dezful Embayment, Iran. Journal of Petroleum Science and Engineering, 146: 61-70.
Karimi A.R. Rabbani A.R. Kamali M.R. and Heidarifard M.H. 2016.  Geochemical evaluation and thermal modeling of the Eocene–Oligocene Pabdeh and Middle Cretaceous Gurpi formations in the northern part of the Dezful Embayment.  Arabian Journal of Geosciences, 432: 1-16.
Kaufman R.L. Ahmed A.S. and Elsinger R.J. 1990. Gas Chromatography as a development and production tool for fingerprinting oils from individual reservoirs, applications in the Gulf of Mexico, in D. Schumaker, and B. F. Perkins, (Eds.), Proceedings of the 9th Annual Research Conference of the Society of Economic and Paleontologists and Mineralogists, New Orleans, 263-282.
Lafargue E. Espitalié J. Marquis F, and Pillot D. 1998. Rock-Eval 6 applications in hydrocarbon exploration, production and in soil contamination studies, Revue de l’InstitutFrançais du Petrol, 53, 4: 421-437.
Langford F.F. and Blanc-Valleron M.M. 1990. Interpreting Rock-Eval pyrolysis data using of pyrolizable hydrocarbons vs. total organic carbon, American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 74 (6): 799-804.
Mashhadi Z.S. Rabbani A.R. and Kamali M.R. 2015. Geochemical characteristics and hydrocarbon generation modeling of the Kazhdumi (Early Cretaceous), Gurpi (Late Cretaceous) and Pabdeh (Paleogene) formations, Iranian sector of the Persian Gulf, Marine and Petroleum Geology, 66: 978-997.
Miller R. G. 1995. A future for exploration geochemistry. Organic Chemistry: Developments and Applications to Energy, Climate Environment and Human History, AIGOA, Donostia, 412-414.
Mirzaee MahmoodabadiR. LasemiY. and Afghah M. 2009. Depositional environment and sequence stratigraphy of the Pabdeh  Formation in Shiraz area. Journal of Geoscience, 19(73): 139-146. doi: 10.22071/gsj.2010.57203. (In Persian).
Peters K. E. 1986. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 70: 318-329.
Peters K. E. and Cassa M. R. 1994. Applied source rock geochemistry. In: L. B. Magoon and W. G. Dow (Eds.), the Petroleum System - From Source to Trap: American Association of Petroleum Geologists, Tulsa, 93-117.
Peters K. E.’s and. Fowler M. G. 2002. Application of petroleum geochemistry to exploration and reservoir management, Organic Geochemistry, 33: 5-36.
Tissot B.P. and Welte D.H. 1984. Petroleum Formation and Occurrence. 2nd Edition, Springer-Verlag, Berlin, 699 p.
Tissot B. P. Pelet R. and Ungarner P. H. 1987. Thermal history of sedimentary basins, maturation indices, and kinetics of oil and gas generation, American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 71: 1445-1466.
Wang Z. and Stout S. 2006. Oil spill environmental forensics: fingerprinting and source identification, Elsevier, 620 p.
 
Journal of Stratigraphy and Sedimentology Researches
Volume 34, Issue 3 - Serial Number 72
December 2018
Pages 95-108

Files

Share

How to cite

Statistics