نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشجوی دکتری گروه حوضه‎‍های رسوبی و نفت، دانشکده علوم زمین، دانشگاه شهید بهشتی، تهران، ایران

2 استاد، گروه حوضه‎‍های رسوبی و نفت، دانشکده علوم زمین، دانشگاه شهید بهشتی، تهران، ایران

3 ادارۀ زمین‌شناسی سطح‎‍الارضی، مدیریت اکتشاف، تهران، ایران

چکیده

به‌منظور توسعه و اکتشاف میادین، به شناخت چارچوب مدل زمین‌شناسی و تغییرات کیفیت مخزنی نیاز است. در این مطالعه، تغییرات کیفیت مخزنی سازند ایلام با ضخامت تقریبی145متر، در میدان سوسنگرد در فروافتادگی دزفول شمالی بررسی شد. مدل رسوبی این سازند، باتوجه‌به نبود ساختار ریزشی و ساخت‎‍های ریفی از نوع رمپ کربناته در نظر گرفته شد. در میدان موردمطالعه، دو سکانس کامل و یک سکانس ناقص رسوبی ردۀ سوم شناسایی شد. با نزدیک‌شدن به مرز سکانس‎‍ در بخش میانی سازند ایلام، با توسعۀ انحلال‎‍های حفره‎‍ای و قالبی، به‌ویژه در جلبک‎‍های سبز با جنس آراگونیت، توسط سیال‎‍های خورندۀ عبوری از استیولیت‎‍ها و شکستگی‎‍ها، شرایط مخزنی بهتر شده ‎‍است؛ اما در سکانس بالایی، با وجود توسعۀ تخلخل‎‍های بین دانه‎‍ای در اائیدها در نزدیکی مرز سکانس سیمان‌شدگی، مانع از ایجاد شرایط مخزنی مناسب شده ‎‍است. جنوب شرق میدان در سکانس‎‍ قاعده‎‍ای و قسمت اعظم دستۀ رخسارۀ پیش‌روندۀ سکانس میانی، ریزرخساره‎‍های کم‌عمق‌تری نسبت‌به شمال غرب میدان دارد. به نظر می‎‍رسد جنوب شرق میدان بر بلندای قدیمی قرار دارد و احتمالاً مقادیر کمتر نمودار تخلخل در شمال غرب میدان در اثر دوری از این بلندی قدیمی باشد؛ بنابراین برای توسعۀ میدان سوسنگرد و پی‌جویی‌های آتی، جنوب شرق میدان پیشنهاد می‎‍شود.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

Investigating the relationship between reservoir properties and sedimentary processes in the Ilam Formation of Susangerd oilfield, SW Iran

نویسندگان [English]

  • Razieh Fouladvand 1
  • Mohammadhossein Adabi 2
  • Abas Sadeghi 2
  • Mahmoud Jalali 3

1 PhD Candidate, Department of Sedimentary and Petroleum Basins, Shahid Beheshti University, Tehran, Iran

2 Professor, Department of Sedimentary and Petroleum Basins, Shahid Beheshti University, Tehran, Iran

3 Department of Earth Surface Geology, NIOC Exploration Directorate, Tehran, Iran

چکیده [English]

Abstract
To developing and explore hydrocarbon fields, it is necessary to know geological models and reservoir quality changes. Therefore, the Ilam Formation with approximate 145m thickness was examined in the Susangerd oilfield. The sedimentary model was considered carbonate ramp type due to the lack of slump and reef structures. Two complete and one incomplete third-order sedimentary sequences were identified. Close to the sequence boundary in the middle part of the Ilam Formation, reservoir conditions improve with the development of vug and mold dissolutions, especially in green algae by corrosive fluids passing through stylolites and fractures. But near the sequence boundary in the upper part of the Ilam Formation, however intergranular porosity develops between peloids and ooids but almost destroyed with cementation. The southeastern domain of the oilfield contains shallower microfacies in the lower sedimentary sequence and most part of transgressive system tract of the middle sequence in comparison with the northwestern domain. It seems that the southeastern part of the oilfield is located on paleo high and the lower values ​​of porosity log in the northwestern part are probably due to the distance from this paleo high. Therefore, the southeast of the oilfield is suggested for the development of the Susangerd oilfield and future explorations.
Keywords: Sedimentary environment, Sedimentary sequence, Reservoir quality, Ilam Formation, Susangerd oilfield
 
 
Introduction
A large part of the Cretaceous carbonate reservoirs belongs to the Bangestan Group, including the Sarvak and Ilam formations in the Zagros and the Arabian platform. The Ilam Formation and its equivalents contain important reservoirs in the south and southwest of Iran (Dezful Embayment) and the Middle East.
In this study, the sedimentary environment, sequence stratigraphy, heterogeneity and reservoir quality of the Ilam Formation in the Susangard oilfield in the southern part of the North Dezful Embayment have been investigated to develop and explore hydrocarbon reservoirs.
The Susangard oilfield is located at 45 km in the west of Ahvaz oilfield and adjacent to the Juafair, Abteymour and Band-E-Karkheh oilfields. The predominant lithology of the Ilam Formation is carbonate and sometimes argillaceous limestones and shales in the studied area. The upper boundary of the Ilam Formation with the Gurpi Formation and its lower boundary with the Lafan Formation are transitional.
In the past, many studies have been done on the sequence stratigraphy, sedimentary environment and diagenetic processes of the Ilam Formation in the southern part of the North Dezful Embayment (Adabi & Asadi Mehmandosti 2008; Hassani Giv & Abarghani 2009; Soleimani 2011; Mehrabi et al. 2013; Khanjani 2015; Omidi 2020; Khodaei 2020). Previous studies demonstrate that the sedimentation of the Ilam Formation is in a homoclinal ramp consisting of three inner, middle and outer ramp belts, while tidal flat facies has not been reported in most studies.
 
Material & Methods
The studied wells are named A, B and C from the northwest to the southeast of the oilfield, respectively. The thickness of the Ilam Formation is 140 m in well A, 150 m in well B and 141 m in well C. In this research, the 84 and 70 thin sections prepared from drilling cuttings of well A and well B, respectively and the 96 thin sections prepared from the core (from 3356 to 3438m) and the drilling cuttings of well C have been studied. The percentage and type of grains and matrix in these thin sections were examined and microfacies were named based on the classification of Dunham (962) for carbonate rocks. In this study, the lateral distribution of sedimentary facies has been reconstructed using standard Flugel (2010) facies models in and Burchette and Wright (1992) carbonate ramp sedimentary models.
For investigation of the vertical distribution of microfacies, sequence stratigraphy of the Ilam Formation has been studied using petrography studies, petrophysical gamma and neutron logs and the sedimentary sequence stratigraphy model IV (Catuneanu 2006).
 
Discussion of Results & Conclusions
Based on petrography studies, one petrofacies (Anhydrite) and 15 microfacies were identified in the Ilam Formation. According to the results of this study, the Ilam Formation has been deposited in a carbonate ramp in three facies belts, including the inner ramp (tidal flat, lagoon and shoals), middle ramp and outer ramp. Two complete and one incomplete third-order sedimentary sequences were identified in the Ilam Formation.
Reservoir conditions in the middle part of the Ilam Formation (the middle sequence) near the sequence boundary improve due to the development of vug and mold dissolutions, especially in green algae with aragonite mineralogy by corrosive fluids passing through stylolites and fractures. However, in the upper part of the Ilam Formation -- the upper sequence -- the presence of intergranular porosity in ooids and peloids is the main factor in increasing the reservoir quality and their cementation is a main factor in reducing the reservoir quality. In this oilfield, almost intergranular porosities of the upper part of the Ilam Formation were destroyed by cementation. The lower part of the Ilam Formation, the lower sequence, does not have a suitable reservoir quality due to the high content of mud in the matrix.
Upon the onset of subduction of the oceanic crust of the Neo Tethys under the Central Iran Plate during the middle Cretaceous, the inactive and stable margins of the Neo Tethys became active margins and began the Alpine orogenic phase. At this time, due to the reactivation of basement faults and the movements of the Hormoz salt, several paleo highs have been formed in different parts of southwestern Iran and the Dezful Embayment. The presence of these paleo highs has caused heterogeneity and lateral facies changes and fluctuations. The Paleo highs in southwestern Iran are known in several oilfields, including the Gachsaran, Rag-E-Safied and Abteymour (Nazar Aghaei 1986; Afsharzadeh 1999; Van Buchem et al. 2001; Mehrabi 2013). The southeast of the Susangerd oilfield has a shallower sedimentary environment than the northwest of the oilfield at the time of deposition of the lower sedimentary sequence and almost transgressive system tract of the middle sequence which can indicate paleo high in the southeast of the oilfield. The lower values ​​of the porosity log in the northwest of the oilfield compared to the southeast are probably due to distance from the paleo high. Therefore, the southeast of the oilfield is suggested for the development of Susangerd oilfield and future explorations.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Sedimentary environment
  • Sedimentary sequence
  • Reservoir quality
  • Ilam Formation
  • Susangerd Oilfield

مقدمه

رسوبات کرتاسه در حوضۀ رسوبی زاگرس و پلاتفرم عربی، به‌دلیل وجود مخازن نفتی عظیم، همواره موردتوجه ویژه‎‍ای بوده ‎‍است. خاورمیانه به‌دلیل دربرداشتن مخازن عظیم نفت و گاز، از دیرباز کانون توجه زمین‌شناسان نفتی بوده ‎‍است. سنگ‎‍های کربناته، بیشترین گسترش جغرافیایی مخازن کرتاسه را در خاورمیانه و ایران دارد. بخش بزرگی از این منابع هیدروکربنی در گروه بنگستان، ازجمله سازندهای سروک و ایلام در زاگرس و پلاتفرم عربی جای گرفته‎‍‎‍ است. اغلب توالی‎‍های مهم سازند ایلام و معادل‎‍های آن، کربنات‎‍های نریتیک است. سازند ایلام و معادل‎‍های آن، حاوی مخازن مهمی در جنوب و جنوب غرب ایران (فروافتادگی دزفول) و خاورمیانه است (Mehrabi et al. 2013).

 به‌منظور اکتشاف مخازن جدید و دستیابی به حداکثر برداشت ذخایر هیدروکربونی از مخازن نفت و گاز، به شناخت، تعبیر و تفسیر محیط و مدل‎‍های رسوبی نیاز است؛ به عبارت دیگر، نحوۀ توزیع خصوصیات مخزنی، به توزیع رخساره‎‍ها در محیط رسوب‌گذاری وابسته است (Lucia 2007 & Flugel 2010). در این مطالعه، چینه‎‍نگاری سکانسی، تغییرات هتروژنیتی و کیفیت مخزنی سازند ایلام، در بخش جنوبی فروافتادگی دزفول شمالی در میدان سوسنگرد بررسی شده است. به‌طورکلی، میدان موردمطالعه در بخش جنوبی فروافتادگی دزفول شمالی و در مرز ساختاری بین کمربند چین‌خوردۀ سادۀ زاگرس با ساختارهای با امتداد شمال غربی- جنوب شرقی و صفحۀ عربی، شامل ساختارهای زیرسطحی با امتداد شمالی– جنوبی در دشت آبادان قرار دارد. میدان سوسنگرد در فاصلۀ 45 کیلومتری غرب اهواز و در مجاورت میادین جفیر، آب تیمور و بند کرخه قرار دارد (شکل ۱- A). تاقدیس سوسنگرد، بدون هیچ‌گونه رخنمونی در سطح زمین، براساس عملیات لرزه‌نگاری شناسایی شد و روند عمومی ساختمان‌های زاگرس را در جهت شمال غرب-جنوب شرق و در امتداد ساختمان‌های منصوری و آب تیمور دارد (شکل 1- B). سازند ایلام در میدان سوسنگرد، ضخامت تقریبی 145متر و لیتولوژی غالب کربنات و گاه کربنات رسی و شیل دارد. مرز بالایی سازند ایلام با سازند گورپی و همچنین مرز پایینی آن با سازند لافان تدریجی است.

در منطقۀ موردمطالعه، باتوجه‌به نمودارهای پتروفیزیکی، خصوصیات مخزنی (تخلخل، تراوایی و اشباع آب)، سازند ایلام به‌صورت جانبی و عمقی تغییر می‎‍کند و دنبال‌کردنی نیست. کیفیت مخزنی کربنات‎‍ها به فرایندهای اولیۀ رسوب‌گذاری، فرایندهای ثانویۀ دیاژنتیکی و چرخه‎‍های رسوبی وابسته‎‍ است و رخساره‎‍های ‌رسوبی ‌همراه‌ با توزیع ‌فرایندهای ‌دیاژنزی ‌و‌ شکستگی‎‍ها، سه عامل مهمی‌ است که ویژگی‎‍های ‌مخزنی ‌کربنات‎‍ها ‌را ‌کنترل ‌می‎‍کند (Lucia 2007; Ahr 2008; Moor & Wade 2013).‌ بررسی عوامل مؤثر در تغییرات خصوصیات مخزنی سازند ایلام، برای توسعه و اکتشاف مخازن جدید بسیار ضروری است. همچنین در این مطالعه، چگونگی تغییرات کیفیت مخزنی و هتروژنیتی سازند ایلام در میدان سوسنگرد بررسی شد که می‎‍تواند راهگشا و راهنمایی برای تعیین موقعیت حفر چاه‎‍های جدید باشد.

در گذشته مطالعات بسیاری دربارۀ چینه‎‍نگاری سکانسی، محیط رسوبی و فرایندهای دیاژنتیکی سازند ایلام، در بخش جنوبی فروافتادگی دزفول شمالی صورت گرفنه است (Adabi & Asadi Mehmandosti 2008؛Hassani Giv & Abarghani 2009 ؛Soleimani 2011 ؛Mehrabi et al. 2013 ؛ Khanjani 2015؛ Omidi 2021؛ Khodaei 2021). مطالعات قبلی، سازند ایلام را به‌صورت یک واحد هتروژنز، متشکل از کربناته‎‍های کم‌عمق، جلبک و رودیست پوشیده‌شده با مارل و شیل معرفی می‎‍کند. همچنین تحقیقات گذشته نمایانگر ته‎‍نشست سازند ایلام، در پلاتفرم­های کربناتۀ رمپی کم‌شیب است که مشتمل بر سه کمربند رمپ داخلی، میانی و بیرونی است و در اکثر مطالعات رخساره‎‍های پهنه کشندی گزارش نشده ‎‍است.

 

A

B

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

شکل1- (A) تقسیمات زمین‌شناسی زاگرس به‌همراه موقعیت میدان نفتی سوسنگرد، آب تیمور و منصوری (Sherkati and Letouzey 2004) و (B) موقعیت چاه‎‍های موردمطالعۀ سوسنگرد و موقعیت میدان سوسنگرد نسبت‌به میادین آب‎‍تیمور و منصوری.

Fig 1- (A) Geological divisions of Zagros along with the location of Susangard, Ab Teymour and Mansouri oilfields (Sherkati and Letouzey 2004) and (B) The location of the studied wells of Susangard oilfield and  the location of Abtimour and Mansouri oilfields.

 

 

روش کار و شیوۀ انجام مطالعه

میدان موردمطالعه از روند چین‌خوردگی زاگرس تبعیت کرده و چاه‎‍ها از سمت شمال‎‍غرب به جنوب شرق میدان به‌ترتیب با حروف A، B و C نام‌گذاری شده‎‍ است. ضخامت سازند ایلام در چاه A، 140متر، در چاه B، 150متر و در چاه C، 141متر است. در این پژوهش، 84 مقطع نازک خرده‌حفاری چاه A، 70 مقطع نازک خرده‌حفاری چاه B و 96 مقطع نازک تهیه‌شده از مغزه (از عمق 3356 تا3438) و خرده‎‍های حفاری چاه C بررسی شده است. درصد دانه‎‍ها، نوع دانه‎‍ها و زمینه در این مقاطع بررسی و براساس رده‌بندی دانهام (Dunham 1962) برای سنگ‎‍های کربناتی، نام‎‍گذاری شد. در این مطالعه، توزیع جانبی رخساره‎‍های رسوبی با استفاده از مدل‎‍های استاندارد رخساره‎‍ای Flugel در سال 2010 و مدل رسوبی رمپ کربناته Burchette و Wright در سال 1992 برای چاه‎‍های موردمطالعۀ سازند ایلام بازسازی شده ‎‍است. از سویی دیگر، توزیع عمودی و برهم انبارش قائم رخساره‎‍ها با نوسانات سطح آب دریا کنترل می‎‍شود و منعکس‌کنندۀ چارچوب چینه‎‍نگاری سکانسی است (Schlager 2005; Roger 2006). به‌منظور بررسی توزیع عمودی ریزرخساره‎‍ها، مطالعۀ چینه‎‍نگاری سکانسی سازند ایلام با استفاده از بررسی مقاطع نازک، نمودارهای پتروفیزیکی گاما و نوترون صورت گرفته ‎‍است. در‌ مطالعۀ حاضر، ‌از‌ مدل‌ چینه‌نگاری‌ سکانسی ‌رسوبی IV (Catuneanu 2006)، برای ‌بررسی ‌سکانس‎‍ها ‌استفاده‌ شده‎‍ است. چارچوب چینه‎‍نگاری سکانسی، می‎‍تواند انطباق مقبولی را ‌بین ‌مشخصه‎‍های ‌دسته‎‍های ‌رخساره‎‍ای (اجزای ‌یک‌ سکانس) ‌و ‌ویژگی‎‍های‌ مخزنی ارائه ‌دهد ‌و ‌ارزیابی مخزن‌ را‌ تسهیل ‌کند (Morad et al. 2012).

 

بحث و تحلیل یافته‌های پ‍‍ژوهش

در این بخش ابتدا به مطالعات پتروگرافی، مدل رسوبی و چینه‎‍نگاری سکانسی پرداخته شده‎‍ و در انتها، نتایج حاصل از آن‎‍ها با تغییرات کیفیت مخزنی بحث و بررسی شده ‎‍است.

 

مطالعات پتروگرافی

توالی موردمطالعه، حاوی کربنات‎‍های کم‌عمق تا آب‎های نسبتاً عمیق، شامل دانه‎‍های اسکلتی (غالباً روزن‎‍داران پلانکتونیک، بنتیک، خارپوستان و جلبک سبز (داسی کلاداسه-آ)) و دانه‎‍های غیراسکلتی (اائید، اینتراکلاست و پلوئید) است. در توالی موردمطالعه، یک پتروفاسیس و 15 ریزرخساره شناسایی شد، در ادامه به‌ترتیب از محیط رسوبی حوضه به‌سمت پهنۀ جزرومدی‎‍ شرح داده می‌شود (جدول1).

 

 

 

جدول1- ریزرخساره و پتروفاسیس‎‍های موجود در سازند ایلام در چاه‎‍های موردمطالعه

Table 1- Microfacies and petrofacies of Ilam Formation in the studied wells

کد

عنوان ریزرخساره و پتروفاسیس

دانه‌ها (آلوکمها)

سطح انرژی

محیط شناسایی شده

چاه

غیر اسکلتی

اسکلتی

1

وکستون حاوی روزن‎‍داران پلانکتون

ـ

روزن‎‍داران پلانکنونیک مانند: هدبرگلا و هتروهلیکس

بسیار کم

حوضه تا رمپ بیرونی

A, B, C

2

وکستون حاوی روتالیا و الیگوستژین

-

روزن‎‍داران روتالیا به‌همراه الیگوستژین و خرده‎‍های خارپوست

کم

رمپ بیرونی تا میانی

A, B, C

3

مادستون

-

روتالیاهای کوچک، خرده‎‍های خارپوست و هتروهلیکس و به‌ندرت حاوی فسیل‎‍هایی از  روزن‎‍داران بنتیک

کم

رمپ بیرونی تا میانی

A

4

وکستون حاوی خرده خارپوست

-

خرده‎‍های خارپوست، روزن‎‍داران روتالیا و الیگوستژین و به‌میزان کمتر جلبک سبز و خرده رودیست

متوسط

رمپ میانی

A,B

5

پکستون تا وکستون حاوی روزن داران بنتیک با پوسته هیالین

-

روزن‎‍دارن بنتیک با پوستۀ هیالین

متوسط

رمپ میانی

B

6

وکستون حاوی جلبک سبز و الیگوستژین

پلت

جلبک سبز ، روتالیا و الیگوستژین

متوسط

رمپ میانی تا داخلی

A, B, C

7

وکستون حاوی خارپوست و میلولید

پلت

قطعات خارپوستان، روتالیا، دوکفه‎‍ای، میلیولید، الیگوستژین و بریوزوا

نسبتاً بالا

رمپ میانی تا

داخلی

A

کد

عنوان ریزرخساره و پتروفاسیس

دانه‌ها (آلوکم‌ها)

سطح انرژی

محیط شناسایی شده

چاه

غیر اسکلتی

اسکلتی

8

اائید پلوئید گریستون

پلوئید، اائید ،اینتراکلاست و کورتوئید

حاوی خرده‎‍های خارپوست، جلبک سبز، خرده‎‍های رودیست، روتالیا و میلیولید

 بالا

رمپ داخلی         (پشته‎‍های زیر آبی)

A, B, C

9

پکستون تا گرینستون حاوی روزن‎‍داران بنتیک و استراکود

پلوئید و پلت

خرده‎‍های جلبک‎‍های سبز و رودیست، میلیولید، به میزان کم بریوزوا، شکم‎‍پا، تکستولاریا و استراکود

بالا تا متوسط

رمپ داخلی (لاگون)

A,C

10

وکستون حاوی روزن‎‍داران بنتیک و خرده‎‍های خارپوست

-

روزن‎‍داران بنتیک، خرده‎‍های خارپوست، روتالیا و بریوزوا

متوسط

رمپ داخلی (لاگون)

B

11

وکستون حاوی خرده‎‍های رودیست و روزن‎‍داران بنتیک

پلت

خرده‎‍های رودیست، روزن‎‍داران بنتیک و به‌میزان کم روتالیا

متوسط

رمپ داخلی (لاگون)

B

12

وکستون حاوی شکم‎‍پا

-

خرده‎‍های رودیست، جلبک سبز، شکم‎‍پا، روزن‎‍داران بنتیک، دوکفه‎‍ای‌ها، خرده‎‍های خارپوستان و روتالیاهای کوچک

کم

رمپ داخلی

(لاگون)

C

13

وکستون تا پکستون حاوی جلبک سبز و روزن‎‍داران بنتیک

پلت

جلبک سبز، خرده‎‍های رودیست، روزن‎‍داران بنتیک، خرده‎‍های خارپوست، روتالیا

متوسط

رمپ داخلی (لاگون)

C

14

پکستون تا گرینستون حاوی روزن‎‍داران بنتیک

پلت و پلوئید

روزن‎‍داران بنتیک، خرده‌رودیست، خرده‌خارپوست، جلبک سبز و روتالیا

متوسط تا بالا

رمپ داخلی (پهنۀ جزرومدی)

C

15

انکوئید همراه با سیمان انیدریتی

پلوئید

آنکوئید و روزن‎‍داران بنتیک

متوسط

رمپ داخلی (پهنۀ     جزرومدی)

C

-

پتروفاسیس انیدریتی

-

-

-

رمپ داخلی (پهنۀ     جزرومدی)

C

 

 

الف- ریزرخساره‎‍های موجود در رمپ بیرونی

وکستون حاوی روزن‎‍داران پلانکتون (MF1)

مهم‌ترین ویژگی این ریزرخساره، فراوانی روزن‎‍داران پلانکتونیک، مانند هتروهلیکس و هدبرگلا در یک زمینه گل ‎‍پشتیبان است. اندازۀ آلوکم‎‍ها در حد کلسی لوتایت است و فراوانی روزن‎‍داران پلانکتونیک در یک زمینه گل پشتیبان، عدم حضور فونای کفزی، عدم حضور بایوکلاست‎‍های درشت، پیریتی‌شدن درون برخی از حجرات روزن‎‍دارن پلانکتونیک و گلوکونیت نشان‎‍دهندۀ ته‎‍نشست این ریزرخساره در بخش عمیق‎‍ همی پلاژیک و زیر سطح امواج طوفانی دریاست (شکل2- A) . این ریزرخساره، عمیق‌ترین ‌بخش‌حوضۀ رسوبی سازند ایلام در میدان موردمطالعه است و معادل ریزرخسارۀ RMF5 فلوگل(Pelagic mudstone) است و در مرز سازند ایلام و گورپی و سطح حداکثر سیلابی قرار دارد.

 

وکستون حاوی روتالیا و الیگوستژین (MF2)

از ویژگی‎‍های این ریزرخساره می‎‍توان به وجود فراوان الیگوستژین، روتالیا و فراوانی کمتر بیوکلاست‎‍ها (شامل خرده‎‍های ریز خارپوست) اشاره کرد (شکل2-B ). اندازۀ ریز آلوکم‎‍ها در حد کلسی لوتایت، وجود الیگوستژین به‌همراه روتالیا و خرده‎‍های خارپوست

درزمینۀ گل پشتیبان همه نشانگر ته‎‍نشست این ریزرخساره در شرایط انرژی کم و زیر سطح امواج طوفانی دریاست. این ریزرخساره معادل ریزرخسارۀ RMF5 فلوگل (Pelagic mudstone) است و در رمپ بیرونی تا رمپ میانی ته‌نشست یافته ‎‍است.

 

 

 

E

B

A

D

F

C

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

شکل2- (A) روزن‎‍داران پلانکتونیک در یک زمینه گل پشتیبان و پیریتی‌شدن درون برخی از حجرات روزن‎‍دارن پلانکتونیک (MF1)، (B) وکستون حاوی روتالیا و الیگوستژین (MF2)، (C) مادستون دولومیتی‌شده (MF3)، (D) وکستون حاوی خرده‎‍های خارپوست، روتالیا و الیگوستژین (MF4)، (E) پکستون تا وکستون حاوی روزن‎‍داران بنتیک با پوستۀ هیالین (MF5)، (F) جلبک سبز در ریزرخسارۀ شماره 6 (MF6).

Fig 2- (A) Planktonic foraminifera in mud supported matrix and pyritization inside some planktonic foraminifera chambers (MF1), (B) Wackestone with rotalia and oligostegina (MF2), (C) Dolomitized mudstone (MF3), (D) Wackestone with echinoid debris, rotalia and oligostegina (MF4), (E) Packstone to wackestone includes bentic foramifera with hyaline shells (MF5), (F) Green algae in microfacies No. 6 (MF6).

 

مادستون (MF3)

این ریزرخساره از مادستون‎‍هایی تشکیل می‌شود که در آن روتالیاهای کوچک،‌ خرده‎‍های ریز خارپوست، هتروهلیکس و به‌ندرت روزن‎‍داران بنتیک کوچک در بخش قاعده‎‍ای دیده می‎‍شود (شکل2-C ). بافت کاملاً گلی نشان‌دهندۀ ته‌نشست این ریزرخساره، زیر سطح امواج طوفانی دریا و در شرایط انرژی پایین حوضه و در رمپ بیرونی تا رمپ میانی است. این ریزرخساره در نزدیکی مرز سکانس، مرز سازندهای ایلام و لافان در چاه‎‍های A وB نهشته شده است. این ریزرخساره را می‎‍توان معادل RMF2 فلوگل (Argillaceous burrowed mudstone/wackestone) در نظر گرفت. شدت دولومیتی‌شدن در این ریزرخساره بالا است که می‎‍تواند در اثر تأثیر سیالات عبوری از استیولیت‎‍ها و رگچه‎‍های انحلالی ایجاد شده باشد.

 

ب- ریزرخساره‎‍های موجود در رمپ میانی

وکستون حاوی خرده‌خارپوست (MF4)

خرده‎‍های خارپوست، روزن‎‍داران روتالیا و الیگوستژین و به‌میزان کمتر روزن‎‍داران میلولید، جلبک سبز و خرده‌رودیست اجزای اصلی این ریزرخساره‌ است و در برخی مواقع پلت نیز در این ریزرخساره دیده می‎‍شود (شکل2-D ). اندازۀ آلوکم‎‍ها در این ریزرخساره از کلسی لوتایت تا کلسی آرنایت است که باتوجه‌به فراوانی خرده‎‍های بزرگ خارپوست، وجود روزن‎‍داران بنتیک در کنار پلانکتونیک و گل پشتیبان‌ بودن این ریزرخساره، نشانگر ته‎‍نشست این ریزرخساره در شرایط انرژی بالاتر، نسبت‌به ریزرخسارۀ قبلی و در شرایط انرژی متوسط در نظر گرفته شده ‎‍است. این ریزرخساره معادل RMF7 فلوگل (Bioclastic packstone, abundant echinoderms) است و در رمپ میانی ته‌نشست یافته ‎‍است.

 

پکستون تا وکستون حاوی روزن‎‍داران بنتیک با پوستۀ هیالین (MF5)

در این ریزرخساره، روزن‎‍دارن بنتیک با پوستۀ هیالین، با درصد فراوانیِ بالا وجود دارد که تنها در چاه B مشاهده‎‍ می‌شود (شکل2-E ). باتوجه‌به هیالینی‌بودن پوستۀ این روز‎‍داران بنتیک و قرارگیری آن بین ریزرخساره‎‍‎‍های رمپ داخلی (MF12) و رمپ بیرونی (MF2)، اندازۀ دانه‎‍ها در حد کلسی لوتایت تا کلسی آرنایت و گاه دانه پیشتیبان‌ بودن آن‎‍ها، می‎‍توان دریافت که ته‎‍نشست آن در شرایط متوسط انرژی و در رمپ میانی صورت گرفته ‎‍است.

 

وکستون حاوی جلبک سبز و الیگوستژین (MF6)

جلبک سبز ، روتالیا و الیگوستژین اجزای اصلی این ریزرخساره‌اند (شکل2-F ). در این ریزرخساره، تخلخل‎‍های قالبی در  جلبک‎‍های سبز به‌وفور یافت می‎‍شود. باتوجه‌به همراهی الیگوستژین با جلبک سبز و محیط رسوبی ریزرخساره‎‍های عمق‎‍های بالایی و پایینی آن، محیط ته‎‍نشست آن، رمپ میانی تا رمپ داخلی با شرایط انرژی متوسط در نظر گرفته شده ‎‍است. این ریزرخساره با RMF17 فلوگل (Bioclastic wackestone with dasyclads) قابل‌مقایسه است.

 

وکستون حاوی خارپوست و میلولید (MF7)

این ریزرخساره از قطعات بزرگ خارپوستان، روتالیا، میلولید، دوکفه‎‍ای، الیگوستژین و بریوزوا در یک ماتریکس گلی تشکیل شده ‎‍است (شکل3-A ). اندازۀ آلوکم‌ها در این ریزرخساره، از کلسی لوتایت تا کلسی آرنایت است که وجود این تجمع فسیلی در این ریزرخساره و اندازۀ آلوکم‎‍ها، نشانگر انرژی نسبتاً بالا در زمان ته‎‍نشست این ریزرخساره است و باتوجه‌به تجمع فسیلی محیط ته‎‍نشست آن، رمپ میانی تا رمپ داخلی در نظر گرفته شد. این ریزرخساره، با RMF16 فلوگل (Mudstone/wackestone with miliolids) قابل‌مقایسه است.

 

ج- ریزرخساره‎‍های موجود در رمپ داخلی

اائید پلوئید گرینستون (MF8)

فراوانی پلوئیدها از مهم‌ترین مشخصه‎‍های این ریزرخساره است، اغلب جلبک‎‍های سبز میکریتی‌ شده است. جلبک سبز، خرده‎‍های رودیست، خارپوست، استراکود و به‌میزان کم روزن‎‍داران بنتیک تکستولاریا همراه با پلوئید، اینتراکلاست، کورتوئید و به‌میزان کم اائیدهای متحدالمرکز از اجزای تشکیل‌دهندۀ این ریزرخساره‌اند (شکل3-‌B). وجود اائید، نبود گل، فابریک‎‍های سیمانی‌شده و اندازۀ دانه‎‍های در حد آرنایت، نشان‌دهندۀ رسوب‌گذاری آن در شرایط انرژی بالا و در پشته‎‍های زیرآبی است. این ریزرخساره، قابل‌مقایسه باRMF29  فلوگل(Ooid grainstone with concentric ooids) است. این ریزرخساره در بخش میانی سازند ایلام در چاه‌B نیز دیده می‎‍شود با این تفاوت که اجزای اصلی آن شامل میلولیدها، روتالیا و خارپوستان به‌همراه اائیدهایی با هستۀ روتالیا و خارپوست است (شکل3-C).

 

پکستون تا گرینستون حاوی روزن‎‍داران بنتیک و استراکود (MF9)

خرده‎‍های جلبک‎‍های سبز و رودیست، میلیولید، به‌میزان کم بریوزوا، شکم‎‍پا، تکستولاریا و استراکود از اجزای تشکیل‌دهندۀ این ریزرخساره‌اند. تنوع بیوکلاست‎‍ها مانند جلبک‎‍سبز، شکم‎‍پایان، بریوزوا و خرده‎‍های خارپوست به‌همراه روزن‎‍داران بنتیک، مانند میلیولید و وجود بورینگ نشان‌دهندۀ رسوب‌گذاری در محیط کم‌عمق‎‍ و لاگون‌ است. به‌دلیل دانه پشتیبان ‌بودن این ریزرخساره، سطح انرژی آن متوسط تا بالا در نظر گرفته شد. گاه در این ریزرخساره، فسفات و گلوکونیت دیده می‎‍شود که می‎‍تواند میزان رسوب‌گذاری پایین در شرایط نیمه‌احیایی باشد (شکل3-D ). این ریزرخساره، با RMF18 فلوگل (Bioclastic wackestone with ostracods) قابل‌مقایسه است. میزان موادآواری قاره‎‍ای در این ریزرخساره، باتوجه به میزان پرتو گاما بالا است که می‎‍تواند در اثر مجاورت با ساحل و بخش‎‍های کم‌ژرفا رمپ داخلی (کم ژرفای لاگون ) باشد. مرز سکانس این ریزرخساره، در عمقی در نظر گرفته شده است که بالاترین میزان پرتو گاما و درنتیجه، بیشترین ورود مواد آواری وجود دارد.

 

وکستون حاوی روزن‎‍داران بنتیک و خرد‎‍ه‎‍های خارپوست (MF10)

از مهم‌ترین اجزاء این ریزرخساره روزن‎‍داران بنتیک، خرده‎‍های خارپوست، روتالیا و الیگوستژین است (شکل3-E ). این ریزرخساره در بخش بالایی سازند ایلام، در چاه ‌B دیده می‌شود و برخلاف چاه‎‍های مجاور، هیچ‌گونه اائیدی در آن دیده نمی‎‍شود. اندازۀ دانه‎‍ها از کلسی لوتایت تا کلسی آرنایت است. وجود روزن‎‍داران بنتیک در کنار روزن‎‍داران پلانکتونیک و جورشدگی ضعیف دانه‎‍ها می‎‍تواند نشان از رسوبات کانالی باشد. باتوجه‌به اینکه تنها مقاطع نازک خرده‎‍های حفاری برای مطالعۀ این ریزرخساره در دسترس است و دربارۀ درستی عمق نمونه‎‍ها قطعیت وجود ندارد، نمی‎‍توان دربارۀ محیط رسوبی این ریزرخساره نظر قطعی داد. محیط رسوبی این ریزرخساره‎‍ها با انطباق نمودارهای پتروفیزیکی، با چاه‎‍های مجاور و باتوجه‌به وجود روزن‎‍داران بنتیک، رمپ داخلی و لاگون در نظر گرفته شده ‎‍است.

 

وکستون حاوی خرده‎‍های رودیست و روزن‎‍داران بنتیک (MF11)

این ریزرخساره، در نزدیکی مرز پایینی سکانس میانی چاه ‌‌B دیده می‎‍شود که بر روی اائیدهای ریزرخسارۀ 8 و در لاگون ته‎‍نشست می‌یابد. در این ریزرخساره، خرده‎‍های رودیست به‌همراه میلیولید و به‌میزان کم روتالیا دیده می‎‍شود (شکل3-F). این ریزرخساره با RMF20 (Bioclastic wackestone and packstone with calcareous alge and bentic foraminifera ) فلوگل، قابل‌مقایسه است.

 

 

 

 

C

F

A

E

B

D

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

شکل3- (A) میلولید در ریزرخسارۀ شمارۀ 7 (MF7)، (B) اائید پلوئید گرینستون (MF8)، (C) اائیدهای دارای هستۀ روتالیا (MF8)، (D) پکستون تا گرینستون حاوی روزن‎‍داران بنتیک و استراکود فسفاتی‌شده (MF9)، (E) وکستون حاوی روزن‎‍داران بنتیک و خرد‎‍ه‎‍های خارپوست (MF10) و (F) خرده‎‍های رودیست در ریزرخسارۀ شمارۀ 11 (MF11).

Fig 3- (A) Meliolid in microfacies No.7 (MF7), (B) Ooid peloid grainstone (MF8), (C) Rotalia as ooid core (MF8), (D) Phosphated packstone to grainstone with bentic foraminifera and ostracod (MF9), (E) Wackestone with bentic foraminifera and echinoid debris (MF10) (F) Rudist debris in microfacies No.11 (MF11).

 

وکستون حاوی شکم‎‍پا (MF12)

این ریزرخساره تنها در چاه C دیده می‎‍شود. اندازۀ دانه‎‍ها درحد کلسی لوتایت در یک زمینه گل پشتیبان است. حضور شکم‎‍پا در آن، نمایانگر رسوب در شرایط لاگونی است (شکل4-A). علاوه‌بر شکم‎‍پایان، اجزای اسکلتی دیگر، نظیر خرده‎‍های رودیست، جلبک سبز، روزن‎‍داران بنتیک، دوکفه‎‍ای‌ها، خرده‎‍های خارپوستان و روتالیاهای کوچک در این ریزرخساره دیده می‎‍شود. این ریزرخساره با RMF20 فلوگل، قابل‌مقایسه است.

 

وکستون تا پکستون حاوی جلبک سبز و روزن‎‍داران بنتیک (MF13)

اجرای این ریزرخساره را جلبک سبز، خرده‎‍های رودیست، روزن‎‍داران بنتیک، خرده‎‍های خارپوست و روتالیا تشکیل داده ‎‍است (شکل4-B ). این ریزرخساره در بخش میانی سازند ایلام دیده می‎‍شود که به‌عنوان مخزن اصلی سازند ایلام است. تخلخل‎‍های قالبی در جلبک‌های سبز دارای جنس آراگونیتی، در این ریزرخسار به فراوانی دیده می‎‍شود. وجود فراوان جلبک سبز و روزن‎‍داران بنتیک، شاخصی برای ته‎‍نشست در محیط رمپ داخلی و آب‎‍های کم‌عمق است. این ریزرخساره در لاگون و شرایط انرژی متوسط، ته‎‍نشین شده ‎‍است. این ریزرخساره معادل RMF20 فلوگل است.

 

پکستون تا گرینستون حاوی روزن‎‍داران بنتیک (MF14)

روزن‎‍داران بنتیک، پلوئید و پلت‎‍ها همراه با تخلخل بین دانه­ای، آلوکم‎‍های این ریزرخساره را تشکیل داده‎‍اند. روزن‎‍داران بنتیک،  نشان‎‍دهندۀ ته‎‍نشست آن در محیط کم‌عمق و دانۀ پشتیبان ‌بودن و سیمانی‌شدن بین دانه‎‍ها، نشان‌دهندۀ شرایط انرژی نسبتاً بالا در زمان ته‎‍نشست است. این شرایط انرژی نسبتاً بالا می‎‍تواند در اثر جریان‎‍های جزرومدی ایجاد شده باشد (شکل4-C). این ریزرخساره معادل RMF20 فلوگل است.

 

انکوئید همراه با سیمان انیدریتی (MF15)

این ریزرخساره تنها در چاه C دیده می‎‍شود که در آن انکوئیدها و روزن‎‍داران بنتیک همراه با سیمان انیدریتی و گاهی با دولومیت دیده می‎‍شود (4- D و E). باتوجه‌به اجزای تشکیل‌دهندۀ این ریزرخساره، می‎‍توان دریافت که در پهنۀ جزرومدی ته‎‍نشت می‌یابد و کم‎‍عمق‎‍ترین محیط رسوبی را نسبت‌به سایر ریزرخساره‎‍ها دارد. این ریزرخساره معادل RMF17 فلوگل (Oncoid packstone/floatstone) است.

 

پتروفاسیس انیدریتی

پتروفاسیس انیدریتی در بخش میانی سازند ایلام، در جنوب شرق محدودۀ موردمطالعه (چاه C) و در مرز پایینی سکانس میانی دیده‎‍ می‎‍شود. این پتروفاسیس فاقد فسیل است و بافت فیبری شعاعی دارد که به‌صورت کره‎‍ای یا نیمکره‎‍ای (بادبزنی شکل) است. این بافت در رخساره‎‍های روزنه‎‍ای جزرومدی و به‌ندرت در رخساره‎‍های لاگونی دیده می‎‍شود (Aleali et al. 2013) (شکل 4-F ) در اثر تبدیل ژیبس به انیدریت در ندول‎‍ها به وجود می‎‍آید (Steinoff and Strohmenger 1999). پتروفاسیس انیدریتی به‌صورت میان‌لایه‎‍ای با ریزرخسارۀ شماره 15 دیده می‎‍شود.

 

مدل رسوبی

ریزرخساره‎‍های شناسایی‌شده، روند تغییرات تدریجی آن‎‍ها از بخش‎‍های عمیق تا کم‌عمق، فقدان رسوبات ریزشی و لغزشی و فقدان ریف‎‍ها نشان‌دهندۀ ته‎‍نشست سازند ایلام در یک محیط رمپ کربناته با شیب کم است. نوع ریزرخساره‎‍ها و تغییرات جانبی آن‎‍ها با استفاده از مدل رسوبی رمپ کربناته Burchette و Wright در سال 1992، برای میدان موردمطالعه بازسازی شد (شکل 5). رسوب‌گذاری سازند ایلام در سه کمربند رخساره‎‍ای رمپ داخلی (جزرومدی، لاگون و پشته‎‍های زیر آبی)، رمپ میانی و رمپ بیرونی صورت گرفته ‎‍است.

 

F

C

D

B

A

E

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

شکل 4- (A) شکم‎‍پا در ریزرخسارۀ شمارۀ 12 (MF12)، (B) وکستون حاوی جلبک سبز و روزن‎‍داران بنتیک (MF13)، (C) پکستون تا گرینستون حاوی روزن‎‍داران بنتیک و پلوئید (MF14)، (D) انکوئیدهای موجود در ریزرخسارۀ شمارۀ 15 (MF15)، (E) پ سیمان انیدریتی موجود در ریزرخسارۀ شمارۀ (MF15)، و (F) پتروفاسیس انیدریتی.

Fig 4- (A) Gastropod in microfacies No.12, (B) Wackstone with green algae and bentic foraminifera (MF13), (C) Packstone to grainstone with bentic foraminifera and peloid (MF14), (D) Oncoids in microfacies No.15 (MF15), (E) Anhydrite cement in microfacie 15 (MF15) and (F) Anhydrite petrofacies.

 

 

چینه‎‍نگاری سکانسی

به‌منظور ‌ارائۀ چارچوب چینه‎‍نگاری‌ سکانسی، مرزهای سکانسی و‌ سطوح ‌حداکثر‌ غرقابی، بر‌اساس ‌الگو‌ی تغییرات رخساره‎‍ای و نیز‌ سطوح ناپیوستگی تعین شدند (Hunt and Tucker 1992; Catuneanu 2006). در‌ مطالعۀ حاضر ‌از‌ مدل‌ چینه‌نگاری‌ سکانسی ‌رسوبی IV (Catuneanu 2006)، برای ‌بررسی ‌سکانس‎‍ها ‌استفاده‌ شد. درنهایت سکانس‎‍های رسوبی، شناسایی شد و با استفاده از‌ نمودارهای‌ پتروفیزیکی در چاه‎‍های بررسی‌شده، انطباق داده شد. در میدان موردمطالعه، دو سکانس کامل ردۀ سوم، شامل هر دو بخش دستۀ رخسارۀ پیش‌رونده (Transgressive System Tract, TST) و دستۀ رخساره تراز بالا (High Stand System tract, HST) و یک سکانس ردۀ سوم ناقص، شامل یک دسته رخسارۀ پیش‌رونده شناسایی شد (شکل6).

 

 

شکل 5- توزیع جانبی ریزرخسارهای سازند ایلام در چاه‎‍های موردمطالعه با استفاده از مدل رمپ کربناته بورچت و رایت (Burchette & Wright 1992).

Fig 5- Lateral distribution of microfacies in Ilam Formation for the studied wells using Burchet and Wright carbonate ramp model (Adapted from Burchette & Wright 1992).

 

 

سکانس قاعده‎‍ای:

مرز پایینی این سکانس، بیشترین میزان گاما و در نتیجه، بیشترین میزان کانی‎‍های رسی را دارد. باتوجه‌به نبود آثار ناپیوستگی در مغزه‎‍های چاه C، این مرز را می‎‍توان از نوع دوم در نظر گرفت. دستۀ رخسارۀ پیش‌روندۀ این سکانس، در چاه شماره A و B شامل مادستون‎‍هایی با محتوی فسیلی بسیار کم است و در آن‎‍ها می‎‍توان روتالیا، الیگوستژین و به‌ندرت هتروهلیکس و روزن‎‍داران بنتیک را مشاهده کرد. در چاهC، دستۀ رخسارۀ پیش‌رونده حاوی شکم‎‍‎‍پایان و خرده‎‍های رودیست است که نشان‌دهندۀ محیط کم‌عمق‎‍تر رسوبات چاه C نسبت‌به چاه‎‍های A و ‌B است. عمق سطح حداکثر سیلابی این سکانس را می‎‍توان هم‌زمان با افزایش فراوانی روتالیا و الیگوستژین در چاه‎‍های A و B و همچنین آغاز افزایش نمودار نوترون و تخلخل، کاهش محتوی گل و دورشدن از محیط کم انرژی در چاه‎‍های A، B و C در نظر گرفت. دستۀ رخسارۀ تراز بالا، اغلب حاوی وکستون‎‍های دارای جلبک‎‍های سبز، رودیست و روز‎‍داران بنتیک است. اغلب محیط رسوبی دستۀ رخسارۀ تراز بالا در هر سه چاه، رمپ داخلی است؛ با این تفاوت که، روز‎‍داران بنتیک و جلبک‎‍های سبز در چاه Cدارای فراوانی بیشتری از چاه‎‍های A و B است. این دسته حاوی حفره‎‍های انحلالی و تخلخل‎‍های قالبی، به‌ویژه در جلبک‎‍های سبز با جنس آراگونیت است که به‌ندرت توسط کربنات‎‍ها پر شده‎‍ است. پرنشدن این حفرات، می‎‍تواند نشان‎‍‌دهند‌ۀ به‌وجودآمدن آن‎‍ها در مراحل تدفینی باشد (شکل 6 و شکل 7- A و B). استیولیت‎‍ها و شکستگی‎‍ها، مهم‌ترین عامل انتقال سیال‎‍های خورنده و افزایش تراوایی در بخش میانی سازند ایلام، با ماتریکس گل پشتیبان است (شکل 7- C تا F). به‌جز فرایندهای دیاژنتیکی ثانویۀ ذکرشده، باتوجه‌به اینکه، اغلب رسوبات این سکانس به‌صورت گل پشتیبان است، سایر فرایندهای دیازنتیکی اثر چندانی بر کیفیت مخزنی ندارد.

 

WELL # A

WELL # B

WELL # C

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

شکل7- (A) تخلخل‎‍های حفره‎‍ای، (B) تخلخل‎‍های قالبی، (C) شکستگی‎‍های ایجادشده در محل استیولیت‎‍ها ، (D) و (E) استیولیت‎‍ها به‌عنوان معبر سیال‎‍های خورنده به‌همراه دولومیتی‌شدن در اطراف آن‎‍ها و (F) شکستگی‎‍ها.

Fig 7- (A) Vug porosities, (B) Moldic porosities, (C) Created fractures at stylolites, (D) and (E) stylolites as a passageway for corrosive fluids with dolomitization around them and (F) Fractures.

 

 

مرز بالایی سکانس در بخش میانی سازند ایلام قرار دارد که باوجود پتروفاسیس انیدریت در چاه C‎‍ و تغییرات رخساره‎‍ای در چاه A و B قابل‌شناسایی است. این مرز سکانسی به‌دلیل نبود آثار ناپیوستگی نوع دوم در نظر گرفته شد.

 

سکانس میانی

دستۀ رخسارۀ پیش‌روندۀ این سکانس، شامل وکستون‎‍هایی است که در چاه A اغلب حاوی جلبک سبز، خرده‎‍های بزرگ خارپوست، روتالیا و الیگوستژین؛ در چاه B اغلب حاوی خرده‎‍های رودیست و روز‎‍داران بنتیک با پوستۀ هیالین و در چاه C اغلب جلبک سبز، خرده‎‍های رودیست و روزن‎‍داران بنتیک است؛ بنابراین براساس مطالعۀ انجام‌شده، محیط رسوبی دستۀ رخسارۀ پیش‌رونده در چاه‎‍های A و B رمپ میانی و در چاه‎‍ C رمپ داخلی است که نسبت‌به چاه‎‍های A و B کم‌عمق‎‍تر است. سطح حداکثر سیلابی این سکانس را می‎‍توان در عمقی در نظر گرفت که فراوانی الیگوستژین افزایش می‌یابد و بیشترین میزان گاما و نوترون را در این دسته دارد. دستۀ رخسارۀ پیش‌روندۀ این سکانس، به‌دلیل وجود تخلخل‎‍های قالبی در جلبک‎‍های سبز، تخلخل‎‍های حفره‎‍ای، شکستگی‎‍ها و استیلولیت‎‍ها، توانسته است با وجود گل ‌پشتیبان ‌بودن، شرایط مخزنی را ایجاد کند. سایر فرایندهای دیاژنتیکی، اثر چندانی بر کیفیت مخزنی این دستۀ رخساره نداشته‎‍ است. محیط رسوبی غالب دستۀ رخسارۀ تراز بالا، رمپ داخلی است و اغلب شامل وکستون‎‍های حاوی روزن‎‍داران بنتیک، جلبک سبز، دوکفه‎‍ای‎‍ و خارپوست است که شرایط مخزنی مناسبی ندارد و دلیل آن، گل ‌پشتیبان ‌بودن این دستۀ رخساره است. مرز بالایی سکانس در شیل‎‍های حاوی شکم‎‍پا، تکستولاریا و استراکود همراه با آثار حفاری موجودات زنده، فسفات و گلوکونیت در نظر گرفته شده ‎‍است. این مرز، با شیل‎‍های قرمزرنگی منطبق است که در میادین دشت آبادان قابل‌پیگیری است. به‌علت نبود شواهد فرسایش و خروج از آب مرز سکانس، نوع دوم تعیین شد.

 

سکانس بالایی

دستۀ رخسارۀ پیش‌روندۀ سکانس بالایی، حاوی اائید پلوئید گرینستون‎‍های پشته‎‍های زیرآبی است که با پیشروی آب دریا به روزن‎‍داران پلانکتونیک همراه با گلوکونیت و پیریت تبدیل می‌شود. سطح حداکثر سیلابی آن بر مرز سازند ایلام با گورپی و حضور گلوکونیت‎‍ها و روزن‎‍داران پلانکتونیک مشخص می‎‍شود. دستۀ رخسارۀ تراز بالا و مرز بالایی سکانس در سازند گورپی وجود دارد که در محدودۀ مطالعۀ این تحقیق قرار ندارد. در نزدیکی مرز پایینی سکانس، به‌دلیل کم‌عمق‌شدن ریزرخساره‎‍ها، وجودنداشتن گل و وجود تخلخل‎‍های اولیۀ بین ‌دانه‎‍ای در اائیدها و پلوئیدها، شرایط مخزنی مهیا شده؛ اما اغلب اوقات، با سیمان‎‍ (اغلب به‌صورت هم‎‍بعد) از بین رفته‎‍ است (شکل 2- B). سایر انواع سیمان‎‍ها و فرایندهای دیاژنتیکی اثر چندانی بر کیفیت مخزنی این دستۀ رخساره نداشته ‎‍است.

 

بحث

براساس این پژوهش،‌ سازند ایلام در یک رمپ کربناته در سه کمربند رخساره‎‍ای رمپ داخلی (جزرومدی، لاگون و پشته‎‍های زیر آبی)، رمپ میانی و رمپ بیرونی ته‎‍نشست می‌یابد که با مطالعات پیشین، سازند ایلام در فروافتادگی دزفول شمالی همخوانی دارد. محیط رسوب‌گذاری سازند ایلام در میدان موردمطالعه، برای سکانس‎‍ پایینی و قسمت اعظم دستۀ رخسارۀ پیش‌روندۀ سکانس میانی متفاوت است و هتروژنتیتی دارد. سکانس پایینی و غالب دستۀ رخسارۀ پیش‌روندۀ سکانس میانی چاه C، محیط رسوب‌گذاری کم‌عمق‎‍تری از چاه‎‍های A و B دارد که می‎‍تواند نماینگر بالابودن کف حوضه در محدودۀ این چاه و جنوب شرق میدان باشد. به‌دلیل افزایش عمق آب و پیشروی آب دریا در زمان ته‎‍نشست، دستۀ رخسارۀ پیش‌روندۀ سکانس میانی، به‌تدریج شرایط رسوبی یکنواخت‎‍تری برای رسوبات جوان‎‍تر ایجاد کرده ‎‍است. با شروع فرورانش پوستۀ اقیانوسی نئوتیتیس به زیر ورقۀ ایران مرکزی و عمان در زمان کرتاسۀ میانی،‌ حاشیۀ غیرفعال و پایدار نئوتیتیس به حاشیه‎‍ای فعال تبدیل شده و شروع به فاز کوهزاد آلپین کرده ‎‍است. در این زمان در اثر فعالیت مجدد گسل‎‍های پی‌سنگی و حرکات نمک هرمز، چندین بلندی قدیمی در نقاط مختلف جنوب غرب ایران و فروافتادگی دزفول شکل گرفته ‎‍است. در کرتاسۀ پسین، بلندی‎‍های قدیمی در بخش‎‍های مختلف خوزستان گسترش داشته‎‍ و حضور آن‎‍ها سبب تنوع و تغییرات شدید رخساره‎‍ای و حتی تغییرات ستبرای سازندهای سروک و ایلام شده‎‍ است (Asadi Mehmandosti et al. 2017; Abdollahie Fard et al. 2006). وجود این بلندی‎‍های قدیمی، باعث هتروژنیتی و نوسانات رخساره‎‍ای در کربنات‎‍های همسن شده ‎‍است. بلندی‎‍های قدیمی در جنوب غرب ایران در چندین میدان، شامل گچساران، رگ سفید و آب تیمور شناخته شده‎‍ است (Nazar Aghaei 1986; Afsharzadeh 1999; Van Buchem et al. 2001; Mehrabi 2013). رخساره‎‍های سازند ایلام در جنوب شرق میدان و در نزدیکی میدان آب تیمور کم‌عمق‎‍تر شد که می‎‍تواند نشان‌دهندۀ ناهمواری در کف حوضه، در زمان ته‎‍نشست سازند ایلام و قرارگیری جنوب شرق میدان بر بلندای قدیمی باشد. احتمالاً مقادیر کمتر نمودار تخلخل و نوترون در چاه A در شمال غرب میدان، نسبت‌به جنوب شرق میدان در چاهC در اثر دوری از این بلندی قدیمی باشد.

با بررسی مقاطع می‎‍توان دریافت که در نزدیکی مرز پایینی سکانس میانی، به‌دلیل کم‌عمق‌شدن محیط و افزایش فراوانی جلیک‎‍های سبز با پوستۀ آراگونیتی و روزن‎‍داران بنتیک، رسوبات به‌راحتی تحت تاثیر سیالات خوردندۀ عبوری از استیولیت‎‍ها و شکستگی‎‍ها قرار گرفته‎‍ و تخلخل‎‍های قالبی، به‌ویژه در جلبک‎‍های سبز و تخلخل‎‍های حفره‎‍ای در زمینه را تشکیل داده‎‍ است. از سویی دیگر با نزدیک‌شدن به مرز بالایی سکانس میانی، اائیدگرینستون‎‍های پشته‎‍های زیر آبی ته‎‍نشست یافته است که با افزایش انرژی محیط و کاهش میزان گل، شرایط برای تشکیل تخلخل‎‍های بین دانه‎‍ای مهیا شده ‎‍است. اغلب اوقات، این تخلخل‎‍های بین دانه‎‍ای با سیمان از بین رفته‎‍ است. بخش قاعده‎‍ای سازند ایلام، درواقع دستۀ رخسارۀ پیش‌روندۀ سکانس قاعده‎‍ای است که اغلب از مادستون و وکستون‎‍های گل ‎‍پشتیبان تشکیل شده‎‍ است. این بخش کیفیت مخزنی مناسبی ندارد، پایین‌بودن نمودار تخلخل مؤثر (PHIE) و تخلخل نوترون گواه بر این موضوع است.

در مطالعات گذشته، تولید بخش میانی سازند ایلام را از رخسارۀ الیگوستژینا و از رخساره‎‍های معمول رمپ خارجی و میانی معرفی کرده‎‍اند (Khodaei 2021). درحالی‌که این پژوهش نشان می‎‍دهد، در میدان موردمطالعه، مخزن سازند ایلام در بخش میانی رخساره‎‍ای عمیق نداشته و اغلب متعلق به رمپ داخلی است. به‌طوری‌که در بخش میانی سازند ایلام، اغلب جلبک‎‍های سبز در هر سه چاه و آنکوییدها و پتروفاسیس انیدریتی در چاه C مشاهده می‌شود که نشان از کم‌عمق‌بودن محیط ته‌نشست آن است. اعتقاد بر عمیق‌بودن رخسارۀ سازند ایلام در بخش میانی، همواره این پرسش را به‌دنبال داشته که چگونه یک سازند گل پشتیبان عمیق، باعث تولید هزاران بشکه نفت شده ‎‍است. این مطالعه نشان داد مخزن سازند ایلام در میدان سوسنگرد، رخسارۀ عمیق ندارد و گسترش رگچه‎‍های انحلالی و شکستگی‎‍ها و به‌دنبال آن ایجاد تخلخل‎‍های حفره‎‍ای و قالبی، به‌ویژه در جلبک‎‍های سبز، باعث به‌وجودآمدن شرایط مخزنی شده‎‍ است.

 

نتایج

ریزرخساره‎‍های شناسایی‌شده، روند تغییرات تدریجی آن‎‍ها از بخش‎‍های عمیق تا کم‌عمق، فقدان رسوبات ریزشی و لغزشی و فقدان ریف‎‍ها، نشان‌دهندۀ ته‎‍نشست سازند ایلام در یک محیط رمپ کربناته با شیب کم است. در میدان موردمطالعه، دو سکانس کامل و یک سکانس ناقص رسوبی ردۀ سوم شناسایی شد. شرایط مخزنی در بخش میانی سازند ایلام، در نزدیکی مرز سکانس بهبود می‎‍یابد که دلیل آن، افزایش فراوانی جلبک‎‍های سبز و روز‎‍داران بنتیک و به‌دنبال آن افزایش انحلال قالبی، به‌ویژه در جلبک‎‍های سبز، به‌دلیل ورود سیال‎‍های خورنده در مراحل تدفین رسوبات توسط استیولیت‎‍ها و شکستگی‎‍هاست؛ درحالی‌که در بخش بالایی سازند ایلام، وجود تخلخل‎‍های بین دانه‎‍ای در اائیدها و پلوپیدها، عامل اصلی افزایش کیفیت مخزنی و سیمانی‌شدن آن‎‍ها عامل کاهش کیفیت مخزنی است. مادستون‎‍های بخش پایینی سازند ایلام به‌دلیل بالا‌بودن محتوی گل در آن، کیفیت مخزنی مناسبی ندارد. این پژوهش نشان می‎‍دهد سازند ایلام در منطقۀ موردمطالعه، هتروژنتیتی دارد؛ به‌طوری‌که جنوب شرق میدان در زمان ته‎‍نشست سکانس‎‍های قاعده‎‍ای و غالب دستۀ رخسارۀ پیش‌روندۀ سکانس میانی، محیط رسوبی کم‌عمق‎‍تری نسبت‌به شمال غرب میدان دارد. به نظر می‎‍رسد کف حوضه در زمان ته‎‍نشت سازند ایلام در منطقه، ناهمواری داشته و جنوب شرق میدان بر بلندای قدیمی قرار گرفته ‎‍است. احتمالاً مقادیر کمتر نمودار تخلخل مؤثر و نوترون در شمال غرب میدان، نسبت‌به جنوب شرق میدان در اثر دوری از این بلندی قدیمی باشد؛ بنابراین، برای توسعۀ میدان سوسنگرد و پی‌جویی‌های آتی، جنوب شرق میدان پیشنهاد می‎‍شود.

Ashrafzadeh A. R. 1999. Paleohighs; Their roles and importance in the Dezful Embayment. NIOC Int. report (no. 1919).
Nazar-Aghaei A. 1986. Effects of Cenomanian–Turonian unconformity on upper Sarvak carbonates in Rag-e-Safid oilfield and surrounding areas located on Hendyjan paleohigh. National Iranian Oil Company internal report, No 4006, 40 pp.
Steinhoff I. and Strohmenger C. 1999. Facies differentiantion and sequence stratigraphy in ancient evaporate basins an example from the basal Zechtein (Upper Permian Germany). Carbonates and Evaporites, 14(2): 146-181.
Van Buchem F.S.P. Letouzey J. Gaumet F. Rudkiewicz J. L. Mengus J. M. Baghbani D. Sherkati Sh. Asillian H. Keyvani F. Ashrafzadeh R. and Ehsani M. H. 2001. The petroleum systems of the Dezful Embayment and Northern Fars (south-west Iran). NIOC Internal Report. 55: 729-1.