Investigation of hydrocarbon generation potential of Paleocene sediments in the southern Caspian Basin

Document Type : Research Paper

Authors

1 Imam Khomeini International University, Iran

2 Associate Professor, Department of mining, Faculty of Engineering, Imam Khomeini International University (IKIU), Qazvin, Iran

3 Mining and Petroleumِ Department, Faculty of Engineering, Imam Khomeini International University, Qazvin, Iran

4 Associate Professor, Department of Geology, Faculty of Science, Imam Khomeini International University, Qazvin, Iran.

5 MSc of Geology, Khazar Exploration and Production Company (Kepco), Tehran, Iran

Abstract

The present study investigates the geochemical properties of potential source rocks in the eastern Caspian Basin from Alborz structural zone. For this purpose, sections of Suchelma and Purva in south of Neka and an outcrop in south of Sari were selected. The studied samples of sedimentary source rocks of the Paleocene age were analyzed based on Rock-Eval analysis method. The results of Rock- Eval pyrolysis and organic petrography results of probable source rock sediments in one of the exploration wells of Gorgan plain were also studied. According to the results, most of the outcrops samples are immature and were deposited in a regressive continental environment. The samples of exploration borehole studied, are good in terms of organic matter richness but in terms of the amount of kerogen maturation are immature. According to the results of this study, these samples have weak hydrocarbon generating power and total organic carbon content of about 1% as well as kerogen type III. It was also specified in the determination of organic facies that most of the mentioned samples show deep environmental conditions adjacent to orogenic and continental sites and are deposited in a regressive environment.
Keywords: Source rock, Rock- Eval experiment, Maturity, Southern Caspian Basin, Hydrocarbon generation potential.
 



Introduction
The Caspian Sea region is well known for its abundant oil reserves and oil and gas production has played an important commercial role in the region for more than 150 years especially in Azerbaijan and to a lesser extent in Turkmenistan (Smith- Rouch 2006). Identification of hydrocarbon systems in the Caspian sedimentary basin is of great importance for exploratory studies and to achieve the production of hydrocarbon resources. One of the main pillars of any oil system is the source rock. Therefore, it is necessary to identify the source rock and determine its location in any system to avoid imposing exorbitant costs and unsuccessful excavations. The relatively low geothermal gradients (around 1.5°C 100m-1) from rapid burial provide favorable thermal conditions for the preservation of hydrocarbons at relatively great depths (up to10+ km) (Nadirov 1990). A petroleum source rock is defined as any rock that has the capability to generate and expel enough hydrocarbons to form an accumulation of oil or gas. Definitions that do not include migration and accumulation are too general, because in a sense practically all rocks contain organic matter (OM) form some hydrocarbons. A potential source rock is one that is too immature to generate petroleum in its natural setting but will form significant quantities of petroleum when heated in the laboratory or during deep burial (Hunt 1996). The main source- rocks in the south Caspian basin are considered to be Paleogene- Miocene deposits (Maykop/ Diatom) (Guliyev et al. 2001). Paleocene deposits in Iran are important for hydrocarbon reserves due to their organic matter as a source rock. Therefore, this study investigates the hydrocarbon generation potential of Paleocene sediments in the east of southern Caspian Basin.
Materias and Methods
Three outcrops in Mazandaran province were selected for this study. From each of Suchelma and Purva outcrops, six and seven samples, respectively, and from south of Sari two samples of potential source rock sediments of the Paleocene age were analyzed for Rock- Eval pyrolysis. The Rock- Eval pyrolysis and Organic Petrography results of eight samples of the Paleocene deposits in one of the exploration wells of Gorgan plain were also studied. The Rock- Eval pyrolysis method has been extensively used for oil and gas exploration in sedimentary basins over the world (Behar et al. 2001). Vitrinite reflectance is the most reliable maturity parameter for measuring thermal maturity of sedimentary organic matter (Tokatli et al. 2006).
 
Discussion of Results and Conclusions
According to the results, most of the outcrops samples harvested were poor in terms of total organic carbon content and in terms of kerogen maturity were before the oil window. Therefore, they are weak in terms of hydrocarbon generation potential. These samples contain kerogen type IV. Also in determining the organic facies, it was found that most of the sediments were deposited in a continental regressive environment. The well samples are good in terms of organic matter richness, immature in terms of the amount of kerogen maturation and weak in terms of hydrocarbon generation potential. The measurement results of vitrinite reflectance also confirmed that the borehole samples were immature. These samples contain kerogen type III. It was also specified in the determination of organic facies that most of the well samples show deep environmental conditions adjacent to orogenic sites and are deposited in a regressive environment

Keywords

Main Subjects

Full Text

مقدمه

نواحی جنوبی دریای خزر و بخش‌های غربی آن واقع در ناحیۀ آذربایجان ازجمله مناطق شناخته‌شده برای زمین‌شناسان است. تولید نفت و گاز نقش مهمی در اقتصاد کشورهای حاشیۀ دریای خزر ایفا می‌کند (Smith- Rouch 2006). شناسایی سیستم‌های هیدروکربنی حوضۀ رسوبی خزر به‌منظور مطالعه‌های اکتشافی و در راستای دستیابی به تولید منابع هیدروکربنی اهمیت فراوانی دارد. سنگ منشأ ازجمله ارکان اصلی هر سیستم نفتی است؛ ازاین‌رو، شناسایی سنگ منشأ و تعیین موقعیت آن در هر سیستمی ضروری است تا از تحمیل هزینه‌های گزاف و حفاری‌های ناموفق جلوگیری شود. شیب‌های زمین‌گرمایی نسبتاً پایین ناشی از تدفین سریع، شرایط حرارتی قابل‌قبولی را برای حفظ هیدروکربن‌ها در اعماق نسبتاً زیاد این حوضه فراهم می‌کنند (Nadirov 1990). سنگ منشأ به هر سنگی اطلاق می‌شود که توانایی تولید و بیرون‌راندن هیدروکربن برای تجمع نفت یا گاز را داشته باشد و سنگ منشأ احتمالی نیز سنگی است که هنوز توان آن برای تولید نفت در محیط طبیعی خود ارزیابی نشده است؛ اما مقادیر درخور توجهی از نفت را در اثر حرارت در آزمایشگاه یا طی مراحل تدفین عمیق ایجاد می‌کند (Hunt 1996). سنگ‌های منشأ نفت در حوضۀ خزر جنوبی شامل نهشته‌های پالئوژن- میوسن (مایکوپ[1]/دیاتوم[2]) هستند (Guliyev et al. 2001). نهشته‌های پالئوسن در شمال ایران دارای مواد آلی هستند و ازاین‌رو، مطالعۀ آنها به‌عنوان سنگ منشأ احتمالی برای بررسی ذخایر هیدروکربنی اهمیت دارد. باتوجه‌به اهمیت شناسایی سیستم‌های هیدروکربنی با هدف اکتشاف و رسیدن به تولید از ذخایر احتمالی آن، در مطالعۀ حاضر به تحلیل یکی از سیستم‌های هیدروکربنی در منطقۀ مطالعه‌شده پرداخته و با پی‌جویی سنگ منشأ، یکی از پیش‌شرط‌های وجود هیدروکربن در این منطقه بررسی شد؛ ازاین‌رو، ویژگی‌های ژئوشیمیایی بخشی از نهشته‌های پالئوسن در حوضۀ رسوبی خزر جنوبی به‌منظور تعیین سنگ منشأ احتمالی به کمک نتایج تجزیه‌وتحلیل پیرولیز راک- اول بررسی شدند. باتوجه‌به گستردگی نهشته‌های پالئوسن و به‌منظور تکمیل مطالعه‌ها، علاوه‌بر نمونه‌های سطحی، از نتایج تجزیه‌وتحلیل پیرولیز راک- اول و پتروگرافی آلی روی خرده‌های حفاری یکی از چاه‌های اکتشافی منطقۀ مطالعه‌شده نیز استفاده شد.

 

وضعیت جغرافیایی و زمین‌شناسی منطقه

اقیانوس پالئوتتیس طی دوران‌های اول و دوم زمین‌شناسی در شمال ایران، بین پلیت‌های توران و بلوک ایران مرکزی، گسترش داشته است (Darvishzadeh 2004) و دریاهای خزر، آرال و سیاه بازمانده‌های آن هستند. از آغاز دوران سوم زمین‌شناسی و همراه با تحولات کوه‌زایی کمربند آلپ- هیمالیا، اقیانوس بزرگ تتیس به دو حوضۀ مجزا تقسیم شد. طی دورۀ میوسن میانی و همراه با جنبش‌های فاز نهایی کوه‌زایی آلپی، این دو حوضه به‌تدریج ابعاد مشخصی یافتند و با آغاز میوسن فوقانی، جدایی کامل دو حوضه محقق شد (Lascare 1920). حوضۀ جنوبی، دریای مدیترانۀ کنونی را تشکیل داد که با اقیانوس اطلس مرتبط بوده است و حوضۀ شمالی که عموماً محیط لب‌شور داشته است، حوضۀ پاراتتیس را به وجود آورد که از دریای مدیترانه (به‌جز در زمان‌هایی اندک) جدا بوده و هیچ رابطه‌ای با دریاهای باز نداشته است (Popov 1982). حوضۀ وسیع و لب‌شور پاراتتیس متناسب با تحول و تکوین کوه‌های آلپ، کارپات، پونتید، قفقاز، کپه‌داغ و البرز به چندین حوضۀ رسوبی کوچک‌تر شامل پاراتتیس غربی، پاراتتیس مرکزی و پاراتتیس شرقی تقسیم شد که دریاچۀ خزر بخشی از حوضۀ پاراتتیس شرقی است (Mousavi Roohbakhsh 2001)؛ در اینجا، تمام نهشته‌های حوضۀ خزر در دوران سنوزوئیک تشکیل شدند. باتوجه‌به تقسیم‌بندی پهنه‌های رسوبی- ساختاری ایران، منطقۀ مطالعه‌شده از حوضۀ خزر جنوبی بخشی از حوضۀ پاراتتیس است که با واحدهای ساختاری کپه‌داغ در شرق و البرز مرکزی در جنوب احاطه شده است (Aghanabati 2004) (شکل 1)؛ در این زمینه، رسوب‌گذاری در دامنۀ شمالی البرز یا جنوب خزر، از شرق گلستان تا غرب گیلان، پس‌از توقف طولانی از اواخر میوسن آغاز شد و درحقیقت، رسوب‌گذاری در برخی نواحی حوضۀ خزر جنوبی در ترشیری از پالئوسن تا میوسن به‌علت عقب‌شینی وسیع دریا و وقوع فاز کوه‌زایی انجام نشد. سرانجام در میوسن پسین و در برخی مناطق طی پلیوسن پیشین با پیش‌روی دریا، دوباره رسوب‌گذاری انجام شد؛ از‌این‌رو در این مکان‌ها، نهشته‌های پلیوسن پیشین با ناپیوستگی مشخص روی رسوبات کرتاسه قرار گرفته‌اند (Mousavi Roohbakhsh 1997) و این در حالیست که در دشت مغان، منطقه‌ای که با زون بالاآمدۀ اهر- مشکین‌شهر احاطه شده است، نهشته‌های ائوسن و الیگومیوسن با پتانسیل سنگ منشأ وجود دارند (Mirshahani et al. 2018).

 

 

 

شکل 1- تقسیم‌بندی پهنۀ رسوبی- ساختاری ایران و موقعیت منطقۀ مطالعه‌شده در آن (Aghanabati 2004)

 

 

به‌منظور دستیابی به اهداف مدنظر در مطالعۀ حاضر، سه برش در استان مازندران انتخاب شد. باتوجه‌به وجود بیشترین مواد آلی در مارن‌های تیره نسبت به سایر رسوبات، نمونه‌برداری به روش نمونه‌برداری نقطه‌ای[3] انجام شد؛ در این روش، نمونه‌های شیلی- مارنی توالی پالئوسن با رنگ سیاه انتخاب شدند و از آنها نمونه‌برداری شد. وجود نهشته‌های دانه‌ریز سیاه‌رنگ ازجمله شواهد اولیۀ صحرایی در تشخیص غنای مواد آلی محسوب می‌شود که با بررسی تکمیلی روی رخساره‌های ماکروسکوپی و میکروسکوپی، تشخیص وجودداشتن یا نداشتن سنگ منشأ احتمالی میسر می‌شود. برش‌های مطالعه‌شده در روستاهای سوچلما و پوروا از توابع بخش هزارجریب شهرستان نکا قرار دارند و یک برش در جنوب ساری واقع است. مسیر دسترسی به برش سوچلما، جادۀ هزارجریب نکا به‌سمت روستای چلمردی[4] است؛ با حرکت از این روستا به‌سمت روستای سوچلما و پس‌از طی حدود 24 کیلومتر و عبور از روستای استخرپشت[5]، به برش مطالعه‌شده می‌رسیم. مسیر دسترسی به برش پوروا، جادۀ هزارجریب نکا به‌سمت روستای چلمردی است؛ با حرکت از این روستا به‌سمت روستای ملاخیل[6] و طی حدود 18 کیلومتر، به دومین برش مطالعه‌شده می‌رسیم. مسیر بعدی برای دسترسی به برش مطالعه‌شده، در جنوب ساری قرار دارد؛ به‌طوری‌که از طریق جادۀ ساری به کیاسر و طی حدود 15 کیلومتر پس‌از پل تاکام، توالی رسوبی مربوط به نهشته‌های پالئوسن در سمت چپ جاده مشاهده می‌شود. مختصات جغرافیایی نواحی مطالعه‌شده در جدول 1 و موقعیت برونزدها در شکل 2 مشخص شده است.

با استناد به مطالعه‌های رخساره‌ای پیشین در منطقۀ مطالعه‌شده (Caspian Oil Company 2019) و لحاظ آنها در پژوهش حاضر، صرفاً به نمونه‌برداری از رسوبات دانه‌ریز تیره‌رنگ در نقاط مختلف هر توالی (نمونه‌برداری نقطه‌ای) اکتفا و نتایج با رخسارۀ آلی مطابقت داده شد. توالی پالئوسن برش سوچلما با 887 متر ضخامت شامل تناوبی از رسوبات مارن خاکستری و ماسه‌سنگ نازک‌لایه است؛ تعداد 6 نمونه به‌شکل نمونه‌برداری نقطه‌ای از 40 متر ضخامت منتخب این توالی برداشت شد. توالی رسوبی برش پوروا با 395 متر ضخامت به دو مجموعه تقسیم می‌شود: مجموعۀ زیرین با 292 متر ضخامت به‌طور عمده شامل ماسه‌سنگ نازک تا ضخیم‌لایۀ کرم تا زرد نخودی‌رنگ، سیلت‌سنگ خاکستری نازک‌لایه و مارن خاکستری- سبز تا قهوه‌ای (سیلتی) است و مجموعۀ بالایی برش پوروا به‌طور عمده تناوبی از ماسه‌سنگ خاکستری متوسط- ضخیم‌لایه است (Caspian Oil Company 2019)؛ تعداد 7 نمونه از 45 متر ضخامت منتخب این توالی برداشت شد. سنگ‌شناسی توالی پالئوسن در برش جنوب ساری نیز شامل رس‌سنگ، سیلتستون و مارن‌های متورق تیره‌رنگ است و 2 نمونه از این توالی به‌منظور بررسی سنگ منشأ برداشت شد. ستون چینه‌شناسی بخشی از توالی پالئوسن برش سوچلما، برش پوروا و جنوب ساری در شکل‌های 3 و 4 ارائه شده است. چاه اکتشافی مطالعه‌شده در دشت گرگان قرار دارد. دشت گرگان در جنوب‌شرق دریای خزر، بین طول‌های شرقی 54 تا 56 و عرض‌های شمالی 36 درجه و 45 دقیقه تا 38 درجه واقع است و در این منطقه، رسوباتی از زمان تریاس پسین تا کواترنری گسترش دارد (Caspian Oil Company 2019). ضخامت رسوبات پالئوسن پسین تا پلیئیستوسن در چاه اکتشافی معادل 1353 متر است. تقسیمات زمانی متعلق به سازندهای موجود در چاه مطالعه‌شده و بخشی از ستون چینه‌شناسی در شکل 5 ارائه شده است.

 

جدول 1- مختصات جغرافیایی برونزدهای مطالعه‌شده

Ending Point/ Latitude

Starting Point/ Longitude

Name

N 36° 25′ 14.3″, E 53° 31′ 21.2″

N 36° 25′ 36.5″, E 53° 30′ 56.8″

Suchelma Section

N 36° 30′ 37.6″, E 53° 30′ 13.7″

N 36° 30′ 13″, E 53° 31′ 4.7″

Purva Section

36° 20′ 38.17″

53° 20′ 34.41″

Sari

 

 

شکل 2- موقعیت نواحی مطالعه‌شده و مسیرهای دسترسی به آنها

 

شکل 3- الف. بخشی از توالی رسوبی پالئوسن در برش سوچلما، ب. بخشی از توالی رسوبی پالئوسن در برش پوروا

 

شکل 4- توالی رسوبی پالئوسن و نمایی از آن در برش جنوب ساری

 

شکل 5- تقسیمات مربوط به توالی رسوبی واقع در چاه مطالعه‌شده و بخشی از ستون چینه‌شناسی آن

 

روش پژوهش

در مطالعۀ حاضر، تعداد 15 نمونۀ سنگی (6 نمونه از برش سوچلما، 7 نمونه از برش پوروا و 2 نمونه از برش جنوب ساری) به سن پالئوسن برای تجزیه‌وتحلیل پیرولیز راک- اول تحویل پژوهشگاه صنعت نفت شد. به‌منظور تکمیل اطلاعات، نتایج تجزیه‌وتحلیل پیرولیز راک- اول 8 نمونه از خرده‌های حفاری چاه نیز دردسترس قرار گرفتند؛ این نمونه‌ها به نهشته‌های پالئوسن پسین مربوط بودند. روش پیرولیز راک- اول به‌طور گسترده برای اکتشافات نفتی و گازی در حوضه‌های رسوبی سراسر جهان استفاده می‌شود و در آن از گرم‌کردن برنامه‌ریزی‌شدۀ مقدار کمی سنگ (70 میلی‌گرم) یا زغال (30 میلی‌گرم) در محیط خنثی (هلیوم یا نیتروژن) استفاده می‌شود. مهم‌ترین شاخص‌های حاصل از این تجزیه‌وتحلیل عبارتند از:

S1: مقدار هیدروکربن تولیدشده در دمای حدود 300 درجۀ سانتی‌گراد که با واحد میلی‌گرم هیدروکربن در هر گرم سنگ (mg HC/ g Rock) بیان می‌شود.

S2: این شاخص ‌با مقدار هیدروکربن‌های آزادشده در درجه‌حرارت 300 تا 650 درجۀ سانتی‌گراد مرتبط است و هیدروکربن‌های ناشی از کراکینگ مادۀ آلی رسوبی را نشان می‌دهد و با واحد میلی‌گرم هیدروکربن در هر گرم سنگ(mg HC/g Rock) بیان می‌شود. این شاخص همان توان کنونی موجود در نمونۀ سنگ است که به بیشترین میزان تولید هیدروکربن در طول پیرولیز مربوط می‌شود.

S3: گروه‌های کربوکسیل کروژن در درجه‌حرارت 300 تا 390 درجۀ سانتی‌گراد شکسته می‌شوند. پیک S3 نمایانگر CO2 حاصل در این محدودۀ دمایی است که با واحد میلی‌گرم CO2 در هر گرم سنگ (mg CO2/g rock) بیان می‌شود (Behar 2001).

TMax: دمایی است که در آن، پیک S2 بیشترین مقدار خود را نشان می‌دهد و شاخصی برای ارزیابی درجۀ بلوغ است.

HI: شاخص هیدروژن و عبارت از نسبت S2/TOC است.

OI: شاخص اکسیژن و عبارت از نسبت S3/TOC است.

PI: شاخص توان هیدروکربن‌زایی و عبارت از نسبت S1/S1+S2 است.

در جدول 2، نتایج تجزیه‌وتحلیل پیرولیز راک- اول نمونه‌های مطالعه‌شده نشان داده شده‌اند. نمودار تغییرات S1 در برابر TOC (Hunt 1996) برای اطمینان از آغشته‌نبودن نمونه‌های مطالعه‌شده به مواد هیدروکربنی استفاده شد؛ زیرا آغشته‌بودن نمونه‌ها به مواد هیدروکربنی روی نتایج تجزیه‌وتحلیل پیرولیز راک- اول تأثیر می‌گذارد. همان‌طور که در شکل 6 مشاهده می‌شود، تمام نمونه‌های مطالعه‌شده بدون هرگونه آغشتگی به مواد هیدروکربنی بودند و در محدودۀ هیدروکربن‌های برجا قرار گرفتند.

 

 

 

شکل 6- نمودار S1 در برابر TOC به‌منظور اطمینان از آغشته‌نبودن نمونه‌ها به مواد هیدروکربنی

جدول 2- نتایج تجزیه‌وتحلیل ژئوشیمی نمونه‌های مارنی برداشت‌شده و نمونه‌های چاه اکتشافی دشت گرگان

 

OI

 

HI

 

TMax

 

PI

 

TOC

 

S3

 

S1+ S2

 

S2

 

S1

 

Sample/ Depth

 

Name

 

71

29

423

0.01

0.34

0.24

0.1

0.1

0

SD- 001

 

Suchelma

156

20

430

0

0.22

0.34

0.04

0.04

0

SD- 002

159

14

429

0.03

0.19

0.31

0.03

0.03

0

SD- 003

106

45

428

0.04

0.25

0.26

0.11

0.11

0

SD- 004

138

15

432

0.04

0.21

0.29

0.03

0.03

0

SD- 005

135

15

432

0.06

0.21

0.28

0.03

0.03

0

SD- 006

127

27

420

0.04

0.23

0.3

0.06

0.06

0

SD- 007

 

Purva

61

148

429

0

0.89

0.54

1.32

1.31

0.01

SD- 008

156

19

421

0

0.21

0.33

0.04

0.04

0

SD- 009

203

21

427

0.06

0.19

0.39

0.04

0.04

0

SD- 010

209

25

427

0.05

0.19

0.39

0.05

0.05

0

SD- 011

95

26

427

0

0.32

0.3

0.08

0.08

0

SD- 012

118

24

428

0.01

0.3

0.35

0.07

0.07

0

SD- 013

65

47

434

0.04

0.38

0.25

0.19

0.18

0.01

SD- 014

 

Sari

236

43

423

0.12

0.09

0.22

0.05

0.04

0.01

SD- 015

111

118

429

0.04

1.15

1.27

1.35

1.35

0

1937

 

Exploration Well

139

110

425

0.05

1.2

1.66

1.32

1.32

0

1950

148

126

427

0.04

1.31

1.93

1.64

1.64

0

1965

151

93

426

0.05

1.19

1.79

1.1

1.1

0

2002

179

110

425

0.06

0.97

1.74

1.07

1.07

0

2072

165

126

426

0.06

1.04

1.72

1.31

1.31

0

2095

149

101

428

0.04

1.07

1.6

1.08

1.08

0

2120

143

61

465

0.04

1.04

1.49

0.63

0.63

0

2126

 

 

 

بحث و تحلیل یافته‌ها

ارزیابی توان هیدروکربن‌زایی

نمودار S1+S2 در برابر TOC برای ارزیابی توان هیدروکربن‌زایی نمونه‌های مطالعه‌شده استفاده شد(Hung et al. 2008, Barker 1974). با‌توجه‌به شکل 7، بیشتر نمونه‌های سطحی مطالعه‌شده توان هیدروکربن‌زایی ضعیفی دارند و علت این موضوع آن است که کربن آلی کل نمونه‌های چاه اکتشافی بیشتر از 1 است، ولی مقدار S1+S2 کمتر از 2 است و ضعیف محسوب می‌شود؛ همچنین به‌‌علت کم‌بودن مقدار S1+S2، سایر نمونه‌ها در شکل مدنظر مشاهده نمی‌شوند.

 

 

 

شکل 7- نمودار تغییرات مقادیر TOC در برابر مقادیر S1+S2 به‌منظور ارزیابی توان تولید

 

به‌منظور تعیین غنای سنگ منشأ از نمودار HI در برابر TOC استفاده شد (Peters 1986; Peters & Fowler 2002) که باتوجه‌به شکل 8، غالب نمونه‌های برش‌های مطالعه‌شده بدون پتانسیل لازم برای تولید نفت و گاز بودند. همان‌طور که ملاحظه می‌شود اندیس هیدروژن در حدود 100 است که پتانسیل تولید مقدار کمی گاز را دارد.

 

 

 

شکل 8- نمودار HI در برابر TOC برای تعیین غنای سنگ منشأ

 


 تعیین نوع کروژن مواد آلی

مواد آلی نقشی اساسی در کیفیت سنگ‌های منشأ ایفا می‌کنند (Espitalié et al. 1985). به‌منظور تعیین نوع مادۀ آلی از نمودار ون- کرولن استفاده شد (Hunt 1996). باتوجه‌به شکل 9، نمونه‌های مربوط به برش‌های مطالعه‌شده در محدودۀ کروژن نوع IV قرار می‌گیرند که توانایی تولید نفت و گاز را ندارد؛ همچنین نمونه‌های مربوط به چاه در محدودۀ کروژن نوع III مشاهده می‌شوند که غنی از ماسرال ویترینایت است و ظرفیت تولید نفت کمی را دارد و به‌طور عمده گاز خشک را تولید می‌کند.

 

 

 

شکل 9- نمودار تغییرات مقادیر HI در برابر مقادیر OI برای تعیین نوع کروژن

 


تعیین بلوغ مواد آلی

نمودار HI در برابر TMax به‌منظور تعیین بلوغ مادۀ آلی استفاده شد (Espitalié et al. 1985). باتوجه‌به شکل 10، بیشتر نمونه‌های برش‌ها و تمام نمونه‌های چاه مطالعه‌شده نابالغ هستند و به مرحلۀ آغاز پنجرۀ نفتی نرسیده‌اند. نوع کروژن به‌دست‌آمده از نمودار نیز مشابهت زیادی با نتایج تعیین کروژن از طریق نمودار ون- کرولن دارد.

 

 

 

 

شکل 10- نمودار HI در برابر TMax به‌منظور تعیین میزان بلوغ و نوع کروژن

 

 

انعکاس ویترینایت مطمئن‌ترین شاخص بلوغ برای سنجش بلوغ حرارتی مادۀ آلی رسوبی است (Tokatli et al. 2006). از 8 نمونۀ تحلیل‌شده با دستگاه راک- اول، آزمایش اندازه‌گیری انعکاس ویترینایت با میکروسکوپ انعکاسی مجهز به نور ماوراءِبنفش برای 4 نمونه انجام شد که نتایج آن در شکل 11 مشاهده می‌شوند. باتوجه‌به شکل، نتایج اندازه‌گیری انعکاس ویترینایت برای دو نمونه در متراژهای 1937 و 2002 در محدودۀ نابالغ و برای دو نمونه در متراژهای 2095 و 2120 در دو محدودۀ نابالغ و ابتدای زون نفتی به دست آمد؛ درنتیجه، مقادیر میانگین انعکاس ویترینایت به‌دست‌آمده برای 4 نمونۀ یادشده (جدول 3)، نابالغ بودن این نمونه‌ها را مشخص می‌‌کند.

 

 

جدول 3- مقادیر میانگین انعکاس ویترینایت به‌دست‌آمده برای نمونه‌های چاه

میانگین انعکاس ویترینایت (درصد)

عمق نمونه/متر

ردیف

425/0

1937

1

405/0

2002

2

473/0

2095

3

502/0

2120

4

 

 

شکل 11- انعکاس ویترینایت نمونه‌های مطالعه‌شده (1937، 2002، 2095 و 2120 متری)

 

 

تعیین رخسارۀ آلی

نواحی جنوبی دریای خزر و بخش‌های غربی آن یکی از مناطق هیدروکربنی ایران است که ازنظر اهمیت، پس‌از میدان‌های واقع در زاگرس و خلیج فارس قرار دارند (Popovich et al. 2007). بر اساس مطالعه‌های انجام‌شده مانند بررسی ویژگی‌های مختلف رخساره‌ای و محیط رسوبی، حوضۀ رسوبی دریای خزر جنوبی در زمان پالئوسن به‌شکل حوضه‌ای پشت‌کمانی بوده که رسوبات مارنی و شیل همراه با ماسه‌سنگ آهکی و سنگ‌آهک ماسه‌ای را در خود جای داده بوده است. اجزای تشکیل‌دهندۀ ماسه‌سنگ به‌علت گردشدگی کم، نهشتگی در نزدیکی منشأ را بیان می‌کنند (Darvishzadeh 2004). در پی تأثیر فاز کوه‌زایی، ناپیوستگی در این حوضه از اواخر پالئوسن تا میوسن رخ داده است؛ به‌طوری‌که این ناپیوستگی در برخی مکان‌ها با نهشته‌های اواخر میوسن و در برخی نواحی با رسوبات پلیوسن پیشین پوشانده شده است (Sahabi 2007). در مطالعۀ حاضر، به‌منظور تعیین رخسارۀ آلی از نمودار تغییرات مقادیر HI و OI استفاده شد که محدودۀ رخسارۀ آلی موجود در سازند را مشخص می‌کند (Jones 1987). باتوجه‌به شکل 12، رخسارۀ آلی بیشتر نمونه‌های سطحی مطالعه‌شده، محیط قاره‌ای به‌شدت اکسیدان را نشان می‌دهند؛ همچنین شرایط محیطی رسوبی در مجاورت نقاط کوه‌زایی و قاره‌ای برای بیشتر نمونه‌های چاه مطالعه‌شده دیده می‌شود.

 

 

 

شکل 12- نمودار تغییرات HI در برابر OI به‌منظور تعیین رخسارۀ آلی؛ A. محیط دریاچه‌ای به‌شدت احیایی، AB. محیط دریایی پیش‌روندۀ احیایی، B. محیط دریایی یا دریاچه‌ای نسبتاً احیایی، BC. محیطی حاوی مواد آلی دریایی و قاره‌ای با رسوب‌گذاری سریع در شرایط نسبتاً اکسیدان، C. محیط‌هایی با سرعت رسوب‌گذاری متوسط در شرایط احیا، CD. محیط عمیق در مجاورت مناطق کوه‌زایی، D.محیط قاره‌ای به‌شدت اکسیدان

 

 

شناسایی شرایط محیط رسوب‌گذاری

به‌منظور شناسایی شرایط محیط رسوب‌گذاری می‌توان از نمودار TOC در برابر HI استفاده کرد که به کمک آن، شرایط پیش‌روی یا پس‌روی حاکم بر محیط رسوب‌گذاری در زمان نهشت رسوبات تعیین می‌شود (Dean et al. 1986). شکل 13 پس‌روی آب دریا و افزایش اکسیژن محیط رسوبی کف دریا در زمان ته‌نهشت رسوبات را نشان می‌دهد.

 

 


 

شکل 13- نمودار HI در برابر TOC برای شناسایی شرایط محیط رسوب‌گذاری


نتیجه‌

در مطالعۀ حاضر، ویژگی‌های ژئوشیمیایی بخشی از نهشته‌های پالئوسن در حوضۀ رسوبی خزر جنوبی بررسی شدند. به‌منظور تعیین سنگ منشأ احتمالی، ابتدا ویژگی‌‌های یادشده به کمک نتایج تجزیه‌وتحلیل پیرولیز راک- اول تعیین شدند. در بررسی حاضر، علاوه‌بر نمونه‌های سطحی، از نتایج تجزیه‌وتحلیل پیرولیز- اول و پتروگرافی آلی روی خرده‌های حفاری یکی از چاه‌های اکتشافی منطقۀ مطالعه‌شده نیز استفاده شد. نمودار تعیین رخسارۀ آلی نشان داد نمونه‌های برش‌های مطالعه‌شده بیشتر با محیط قاره‌ای و به‌شدت اکسیدان ارتباط دارند. کاهش درصد کربن آلی در نمونه‌ها با شرایط اکسیدان مبین محیطی است که در آن، رسوبات در معرض هوازدگی و فرسایش شدید قرار گرفته‌اند؛ از‌این‌رو، بیشتر نمونه‌های مطالعه‌شده پتانسیل هیدروکربن‌زایی ندارند و این در حالیست که نمونه‌های چاه از محیط دریایی منشأ گرفته‌اند که در آن، ذرات پس‌از هوازدگی فیزیکی به‌سرعت جابه‌جا شده‌اند و در بخش عمیق حوضه رسوب‌گذاری کرده‌اند. نتایج نشان می‌دهند نمونه‌های چاه اکتشافی به‌‌علت شرایط محیطی، غنای مادۀ آلی بهتری را از خود نشان می‌دهند؛ این نمونه‌ها کربن آلی کل حدود 1 و کروژن تیپIII  با بلوغ ناکافی را دارند. داده‌های پتروگرافی آلی برای نمونه‌های چاه نیز نابالغ‌بودن نمونه‌های یادشده را تأیید می‌کند.

سپاسگزاری

مقالۀ حاضر با حمایت‌های مادی و معنوی شرکت نفت خزر تهیه شده است.


[1]Maykop

[2]Diatom

[3]Spot Sample

[4]Chalmardi

[5]Estakhr Posht

[6]Mollakheil

References

Aghanabati A. 2004. Iranian Geology, Second Edition, Geological Survey of Iran, Tehran, 603 p.
Alizadeh B. Sarafdokht H. Rajabi M. Opera A. and Janbaz A. 2012. Organic geochemistry and petrography of Kazhdumi (Albian–Cenomanian) and Pabdeh (Paleogene) potential source rocks in southern part of the Dezful Embayment, Iran. Org. Geochem, 49: 36–46.
Barker C. 1974. Pyrolysis techniques for source-rock evaluation. AAPG Bulletin, 58: 2349-2361.
Behar F. Beaumont V. and Pentea do B. 2001. Rock- Eval 6 Technology: Performances and Developments, Oil & Gas Science and Technology-Rev. IFB., 56:111-134.
Caspian Oil Company. 2019. Report of the Stratigraphic Section of the Gorgan Plain and Gonbad.
Darvishzadeh A. 2004. Iranian Geology, Stratigraphy, Tectonics, Transformation, and Magmatism. Amirkabir Publications, Tehran, 434 p.
Dean W.E. Arthur M.A. and Claypool G.E. 1986, Depletion of 13C in Cretaceous marine organic matter: Source, diagenetic, or environmental signal. Marine Geology, 70: 119- 157.
Espitalié J. Deroo G. and Marquis F. 1985. La pyrolyse Rock- Eval et Ses Applications (Deuxiéme Partie): Revue Institut Francais du Pétrole, 40: 755-784.
Guliyev I.S. Feyzullayev A.A. and Tagiyev M.F. 2001. Source potential of the Mesozoic-Cenozoic rocks in the South Caspian Basin and their role in forming the oil accumulations in the Lower Pliocene reservoirs. Petroleum Geoscience, 7 (4): 409-417.
Huang B. Xiao X. and Zhang M. 2003. Geochemistry, Grouping and Origins of Crude Oils in the Western Pearl River Mouth Basin, Offshore South China Sea. Journal of Organic Geochemistry, 34 (7): 993-1008.
Hunt J. M. 1996. Petroleum Geochemistry and Geology, Second Edition, W. H. New York, Freeman and Company, 743 p.
Jackson K.S. Hawkins P.J.  and Bennett A.J.R. 1985. Regional Facies and Geochemical Evolution of the Southern Denison Trough. APEA Journal, 20:143- 158.
Jones R.W. 1987. Organic Facies. In: Brooks, J. and Welte D. Advances in Petroleum Geochemistry 2. Academic Press, London, 1-90.
Lascarev D. V. 1920. History of Paratethys, Vlll International Medittranian Congress. Budupest, Publication.
Mousavi Roohbakhsh S. M. 1997. Investigation of stratigraphic Aghchagil in the Caspian Basin and its beaches, PhD Thesis, Islamic Azad University, Tehran, 291 p.
Mousavi Roohbakhsh S. M. 2001. Caspian Geology, First Edition, Geological Survey of Iran, Tehran, 254 p.
Mirshahani M. Bahrami H. Rashidi M. Tarhandeh E. and Khani B. 2018. Organic geochemical evaluation of potential Cenozoic source rocks in the Moghan Basin, NW Iran: implications for hydrocarbon exploration. Journal of Petroleum Geology, 41(3):393-410.
Nadirov R. S. 1990. Criteria of zonal forecast of oil content in deep depths of the Western Part of South Caspian oil and gas basin. In Criteria and Methods for Predicting Oil Content in Great Depths, USSR Ministry of Geology Research Institute of Oil Prospecting (VNIGRI), Leningrad (in Russian).
Peters K. E. 1986. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis. AAPG Bulletin, 70: 318-329.
Peters K. E. and Fowler M.G. 2002. Application of petroleum geochemistry to exploration and reservoir management. Organic Geochemistry, 33: 5-36.
Popov S. V. 1982. Horizon of the Southern USSR stratigraphy& Mollusca, Kiev University.
Popovich S. Fakoori G.A. Medvedev P. Hasangoodarzi M. Odoleev G. Sherkati S. Smirnov V. Fazeli S. Belyaeva N. Tavakoli-Shirazi S. Golichenko G. Nabet M. Zhukova E. Shokrzadeh-Domrigh N. Kuklinsky A. Farzaneh F. Stepanov A. and Tohidinia A. 2007. Geological Model Creation, Delineation and Estimation of Prospects for Moghan Block (Iran). Joint study project, National Iranian Oil Ccompany, Exploration / LUKOIL Company, Final Report to Сontract No. IR 40-06-71-001-23/06: 1-658.
Sahabi F. 2007. Report on lithofacies investigation and reconstruction of the Chalkan sedimentary pattern in the southern Caspian Coast, with emphasis on its destructive facies expertise, Report No. K 10097 of the Caspian Oil Company, 12 -13.
Smith-Rouch L.S. 2006. Oligocene–Miocene Maykop/Diatom total petroleum system of the south Caspian Basin Province, U.S. Geological Survey Bulletin, 2201-I, 27 p.
Tokatli K. Demirel H.D. and Karayigit A.I. 2006. Burial history and thermal maturity assessment of Upper Cretaceous–Lower Tertiary formations in the Cankiri Basin, Turkey. International Journal of Coal Geology, 66: 35-52.
 
 
 

Files

Share

How to cite

Statistics