نوع مقاله : مقاله پژوهشی
نویسندگان
1 دانشجوی کارشناسی‌ارشد دانشکدۀ زمین‌شناسی، دانشکدگان علوم، دانشگاه تهران، تهران، ایران
2 دانشیار دانشکدۀ زمین‌شناسی، دانشکدگان علوم، دانشگاه تهران، تهران، ایران
3 استاد دانشکدۀ زمین‌شناسی، دانشکدگان علوم، دانشگاه تهران، تهران، ایران
چکیده
کلیدواژه‌ها
موضوعات
عنوان مقاله [English]
نویسندگان [English]
Abstract
Paleohighs play an important role in increasing the quality and sedimentological characteristics of the reservoirs. The Upper Dalan Formation with Late Permian age in the center of the Persian Gulf Basin is known as a giant gas reservoir. In this paper, 60 meters of the Upper Dalan Formation have been studied in two fields in the center of the Persian Gulf Basin. Petrographic studies of the two fields led to the identification of seven microfacies in field A and six microfacies in field B in the form of four facies belts in the carbonated ramp environment. In order to evaluate the heterogeneity of the reservoir, the determination of rock types was performed by using four standard methods. Examination of the average porosity and permeability shows that the dissolution in field B is more severe than in field A. Study of diagenetic processes, the type of dolomites formed and the average porosity and permeability in the samples of the two fields indicate that the location of field B on the Qatar arc leads to the formation of dolomicrites, increased dissolution and finally higher reservoir quality in microfacies groups in this field in comparison with field A.
Keywords: Upper Dalan Formation, Qatar Arc, Permian–Triassic boundary, Microfacies, Heterogeneity
Introduction
Due to the presence of great hydrocarbon resources and fields in the south and southwest of Iran, the study and investigation of fields and formations in these areas was an important and a significant topic for many researches in recent decades. The Dalan Formation of the Middle–Late Permian age forms the main gas and condensate reservoirs in numerous hydrocarbon fields in the south and southwest of Iran (Alsharhan and Nairn 1994; Ehrenberg et al. 2007; Tavakoli 2015). The Upper Dalan Formation of the Late Permian age has one of the largest gas reservoirs in the world and it is placed on the Faragan Formation of the Early Permian and continues to the Kangan Formation of the Early Triassic. This formation is mainly composed of carbonate-evaporite sequences that developed on a homoclinal carbonate ramp continuously with significant changes in heterogeneity and reservoir quality towards the Late Permian Paleotethys Ocean (Fallah-Bagtash et al. 2020; Ghasemi et al. 2022). Extensive studies have been conducted concerning the investigation and analysis of sedimentological evolution, texture (petrographic analysis), analysis of facies groups, sedimentary environments and sub-environments, diagenetic processes and investigation of heterogeneities in it. The most common pores identified in the formation are interparticle, moldic and connected vuggy types. The main diagenetic processes affecting the upper Dalan Formation in these studies are dolomitization and dissolution which increase the reservoir quality and the formation of anhydrite and calcite cements as well as compaction that reduce the reservoir quality (Amel et al. 2015; Fallah-Bagtash et al. 2020; Ghasemi et al. 2022). There have been limited case studies on paleohighs in the world. For example, concerning the effect of paleohighs on gas reservoirs, we can refer to the research conducted on the Middle Permian Maoko Limestone, which is a main natural gas production reservoir in the southern Sichuan basin of China. The results of these studies state that the presence of ancient elevations causes special changes in hydrocarbon reservoirs. These changes may increase reservoir quality, change the diagenetic processes, and subsequently increase dissolution which makes favorable conditions for the accumulation of hydrocarbon materials in reservoirs. Despite such importance, the influence of the Qatar-Arc on the sedimentological and petrophysical characteristics of the Dalan Formation has not been studied. Therefore, the main goal of this paper is to investigate the effects of the presence of the Qatar-Arc on the reservoir quality (porosity and permeability), diagenetic processes, facies properties, and sedimentological evolution of a part (30 meters in each field) of the Upper Dalan Formation below the Permian–Triassic boundary. This study compares the effects of the presence of the arc in the upper part of the Dalan Formation in two fields A and B in the central part of the Persian Gulf basin.
Materials & Methods
Data studied in this research was obtained from two exploration wells in two different fields. The data includes information obtained from the study of 30 meters of cores in each field. In X1 well (Field A) and X2 well (Field B), the studied data are related to the amount of porosity, permeability, investigation of facies and sedimentary characteristics. In each meter, four thin sections and a total of 123 thin sections in X1 well and 121 thin sections in t X2 well have been studied and analyzed. The number of plugs taken in X1 well is 93 for porosity and 92 for permeability. In X2 well, 103 plugs have been prepared for porosity and 96 plugs for permeability. The study of thin sections has been done by a polarizing microscope. To accurately determine the lithology of limestone from dolomite, one-third of each thin section was stained with Alizarin Red-S solution according to the common method of Dickson (1965). Boyle's law has been used to determine the porosity and Darcy's law has been used to determine the permeability of core plugs. Blue epoxy impregnation has been used to determine the types of pores (Choquette and Pray 1970). The classification of microfacies analyzed in both fields is based on Dunham classification (Dunham 1962) and the division related to facies belts based on Flugel (2010). To determine the rock types, four common methods, Winland (Winland-Plot; Schmalz and Rahme 1950; Kolodzie 1980; Pitman 1992; Amaefule et al. 1993; Rezaee et al. 2006; Purcell 2013), Lorenz (SML-Plot; Lorenz 1905), Reservoir quality index (RQI-FZI Method; Amaefule et al. 1993) and Lucia's Method (1995) have been used.
Discussion of Results & Conclusions
Facies analysis led to the identification of seven microfacies in field A and six microfacies in field B belonging to four sub-environments deposited in a carbonate ramp. Micriticization, bioturbation, cementation, dolomization, neomorphism, dissolution, compaction (chemical) and fracturing are observed in the studied succession. These diagenetic processes affected the deposits of the Upper Dalan Formation during different stages of marine, meteoric and burial diagenesis. The study of the reservoir quality in the upper Dalan in both fields indicates that the reservoir quality is higher in the B field compared to field A. Detection and evaluation of heterogeneity were performed to increase the quality and accuracy of studying reservoirs. Four common methods of determining rock types and evaluating heterogeneity have been used. In the Winland method, plotting the porosity and permeability data related to two fields separately has led to the identification of six rock types in field A and seven rock types in field B. In the A field, most samples have small pore-throats and in field B, a large number of samples have a medium, and particularly large pore-throats (pore-throats between 5 to 15 and 15 to 60 microns). In the hydraulic flow unit method, six rock types have been determined after performing calculations in both fields. The results show that the reservoir quality is higher in the samples of B field compared to field A. In the method, Lucia, based on the standard ranges in both fields A and B, five rock types were determined from the final results. In field A, the amount of non-reservoir samples is more than in field B, the changes in the diagrams are almost uniform, and the samples are distributed in three classes 1 (grain support), 2 (grain support-packstone), and 3 (mud support) of Lucia. In field B, most of the samples are concentrated in classes 1 and 2 of the Lucia classification, respectively. In the Lorenz method, four rock types have been determined in both fields. Distribution patterns are almost the same in both fields. Rock type 1 with the highest reservoir quality has the lowest amount of abundance.
The most abundant sedimentary sub-environments in field A are leeward shoal and lagoon while in field B, tidal facies and lagoon are more abundant. In field B, the low depth and high evaporation have caused intolerable conditions for living organisms. Also, the bioturbation process has not been observed near the Permian–Triassic boundary (PTB) of field B. Isopachous cements were not formed in field B because these sediments have not spent a long time in the marine environment and the water depth has decreased rapidly. The abundant dissolution of grains in B field and the lack of observation of this phenomenon in field A is other evidence of the influence of atmospheric diagenesis on the sediments near the boundary in field B. The dolomites formed in B field are fine-grained compared to field A, which indicates the formation in a marine diagenetic environment with a short time for formation. The seepage-reflux dolomitization model has been widely accepted for these fine-grained (dolomicrite) and anhedral dolomites (Tucker 1994; Amel et al. 2015; Fallah-Bagtash et al. 2020; Enayati-Bidgoli and Navidtalab 2020). The model states that dolomites have been formed in an early diagenetic stage in shallow water depth. It can be seen that the presence of the Qatar-Arc and the decrease in water depth have led to strong effects of the evaporation process in field B. It also caused increasing dolomite and anhydrite formation in the lower part of the PTB. An increase in dissolution in the upper part of the boundary is another effect of the Arc. The formation of fine-crystalline dolomites, increased dissolution (moldic and vuggy), formation of anhydrite nodules, and better reservoir quality in field B compared to field A are the results of the presence of the Qatar-Arc in the field B.
کلیدواژه‌ها [English]
مقدمه
به‌دلیل حضور منابع و میدان‌های هیدروکربوری عظیم در بخش جنوب و جنوب غربی کشور ایران، مطالعه و بررسی میدان‌ها و سازند‌ها در این مناطق، موضوع مهم و درخور توجه بسیاری از پژوهش‌های چندین دهۀ اخیر است. از سال 1948، کشف مخازن غنی گازی در بحرین، منجر شد که توالی‌های پرمین - تریاس جزء اهداف اصلی اکتشاف گاز طبیعی قرار گیرند (Bashari 2005). سازند دالان به سن پرمین میانی-پسین، مخازن اصلی گاز و میعانات را در میدان‌های هیدروکربنی متعدد در جنوب و جنوب غربی ایران تشکیل می‌دهد (Kashfi 1992; Alsharhan and Nairn 1994; Bordenave and Hegre 2010; Ehrenberg et al. 2007; Esrafili-Dizaji and Rahimpour-Bonab 2013; Tavakoli 2015; Abdolmaleki and Tavakoli 2016). سازند دالان بالایی به سن پرمین پسین دارای یکی از بزرگ‌ترین مخازن گاز در جهان است و بر سازند فراقان پرمین پیشین قرار می‌گیرد و تا سازند کنگان تریاس پیشین ادامه می‌یابد. این سازند عمدتاً متشکل از توالی‌های کربنات-تبخیری است که بر یک رمپ کربناتۀ هم‌شیب (هموکلینال) به‌صورت پیوسته با تغییرات درخور توجهی در ناهمگنی و کیفیت مخزنی رو به اقیانوس پالئوتتیس پرمین پسین توسعه یافته است (Amel et al. 2015; Rezavand et al. 2016; Jafarian et al. 2017, a; Jafarian et al. 2017, b; Fallah-Bagtash et al. 2020; Ghasemi et al. 2022). مطالعات گسترده‌ای دربارۀ بررسی و تحلیل تکامل رسوب‌شناسی، بافت (تجزیه‌وتحلیل پتروگرافی)، آنالیز گروه‌های رخساره‌ای، محیط و زیر‌محیط‌های رسوبی، فرآیندهای دیاژنزی و بررسی ناهمگنی‌های موجود در آن صورت گرفته است. مطالعات انجام‌شده بیانگر آن است که سازند دالان بالایی در میدان‌های مختلف، دارای ریزرخساره‌های متنوع در 4 کمربند رخساره‌ای سابخا و پهنۀ جزر و مدی، لاگون، پشته‌های زیرآبی (شول)، دریای باز و ابتدای رمپ میانی است (Amel et al. 2015; Rezavand et al. 2016; Jafarian et al. 2017, a; Jafarian et al. 2017, b; Fallah-Bagtash et al. 2020; Ghasemi et al. 2022). رایج‌ترین منافذ شناسایی‌شده در سازند نوع بین ذره‌ای، قالبی و حفره‌ای متصل است. فرآیندهای دیاژنزی اصلی تأثیر‌گذار بر سازند دالان بالایی در این مطالعات دولومیتی‌شدن، انحلال در جهت افزایش کیفیت مخزنی و تشکیل سیمان انیدریت، کلسیت و تراکم در جهت کاهش کیفیت مخزنی‌اند (Amel et al. 2015; Rezavand et al. 2016; Jafarian et al. 2017, a; Jafarian et al. 2017, b; Fallah-Bagtash et al. 2020; Ghasemi et al. 2022).
مطالعات محدود و موردی بر بلندی‌های دیرینه در جهان صورت گرفته است. برای نمونه در رابطه با تأثیر بلندی‌های دیرینه بر مخازن گازی، به پژوهش صورت‌گرفته بر سنگ‌آهک مائوکو[1] پرمین میانی اشاره می‌شود که یک مخزن اصلی تولید گاز طبیعی در حوضۀ جنوبی سیچوان[2] چین است. این مخزن در حوضۀ جنوبی سیچوان، یک مخزن ناهمگن دارای غار‌های کارستی است. مطالعات انجام‌شده و داده‌های مربوط به عملکرد مخزن نشان می‌دهد دو نوع موقعیت مخزنی مطلوب در منطقۀ مطالعه‌شده وجود دارد. اولین مورد مناطق گسلی، هم‌زمان با رسوب‌گذاری و در امتداد لبۀ ارتفاعات کارست و در دامنۀ کارست است. در این مکان غار‌ها در امتداد گسل‌ها توزیع شده‌اند و بر تراوایی عمودی مخزن تأثیر می‌گذارند. دومی مربوط به شول‌های مائو[3] 2 و مائو 3 در دامنۀ کارست‌ها، با آثار مثبتی بر تراوایی افقی است. مدل مفهومی زمین‌ریخت‌شناسی دیرینه نشان می‌دهد بلندی دیرینۀ لوژو در آن زمان بهعنوان ارتفاعات کارستی عمل کرده است (Zhu et al. 2021). مطالعۀ صورت‌گرفته در رابطه با بلندی‌های دیرینه، به تجمع مواد هیدروکربوری در مخازن گاز طبیعی سینین در حوضۀ سیچوان چین، واقع در بلندی‌های دیرینۀ لشان-لانگنوسی[4] اشاره دارد. سازند دنگینگ سینین[5] در بخش شرقی این بلندی دیرینه قرار گرفته است. پژوهش‌ها نشان می‌دهد بسیاری از مخازن گازی در بلندی دیرینۀ لشان-لانگنوسی توسعه یافته است. اگرچه سنگ‌های مخزن و انواع مخازن آنها اساساً یکسان‌اند، خواص گاز درون مخازن و نوع مخازن گازی در موقعیت‌های مختلف این بلندی دیرینه متفاوت است. مخزن گاز سازند دنگینگ‌سینین، قدیمی‌ترین مخزن گاز کربناتۀ دریایی در حوضۀ سیچوان در اثر حضور این بلندی دیرینه، تحولات دیاژنزی پیچیدۀ چند فازی را تجربه کرده است که به ایجاد شرایط مطلوب برای تجمع مواد هیدروکربوری منجر شده است (Yueming et al. 2016). بلندی‌های دیرینه در تکامل چینه‌شناسی سکوهای کربناته نیز نقش مؤثری دارند. مطالعات صورت‌گرفته بر رسوبات میوسن پیشین در منطقۀ یادانا[6] (میانمار دریایی)، حاکی از تأثیر حضور بلندی دیرینه بر الگو‌های ریخت‌شناسی و چینه‌شناسی سه سکوی کربناتۀ آب کم‌عمق است که با استفاده از داده‌های چاه، بررسی‌های لرزه‌ای منطقه‌ای دو‌بعدی و سه‌‌بعدی، امکان شناسایی آنها فراهم شده است (Paumard et al. 2017). مجموعۀ این مطالعات بیان می‌کند که حضور بلندی‌های دیرینه سبب ایجاد تغییرات ویژه‌ای در مخازن هیدروکربوری می‌شود. این تغییرات در جهت افزایش کیفیت مخزنی، ایجاد تحولات دیاژنزی و در پی آن افزایش انحلال و ایجاد شرایط مطلوب برای تجمع مواد هیدروکربوری در مخازن عمل کرده‌اند. در هیچ‌یک از مطالعات انجام‌شده در خلیج‌فارس، به تأثیر حضور کمان قطر بر ویژگی‌های رسوب‌شناسی و پتروفیزیکی یک سازند به‌صورت مقایسه‌ای در دو میدان گازی (خارج از کمان و واقع بر کمان) تأکید و اشاره نشده است؛ از این رو هدف اصلی این مقاله، بررسی تأثیرات حضور کمان قطر بر کیفیت مخزنی (تخلخل و تراوایی)، فرآیندهای دیاژنزی، گروه‌های رخساره‌ای و تکامل رسوب‌شناسی بخشی (30 متر در هر میدان) از سازند دالان بالایی در زیر مرز پرمین-تریاس است. اصول کار به‌صورت مقایسه‌ای است، به‌گونه‌ای که دربارۀ تأثیرات حضور کمان در بخش بالایی سازند دالان در دو میدان A و B در بخش مرکزی حوضۀ خلیج‌فارس بحث و تحلیل می‌شود و این دو با یکدیگر مقایسه می‌شوند.
زمین‌شناسی منطقه
حوضۀ عظیم خلیج‌فارس از سمت شمال شرقی توسط کمربند تراستی و چین زاگرس و از جنوب غربی توسط سپر عربی محدود می‌شود (شکل 1) (Pollastro et al. 1999). صفحۀ عربستان در دوران پرکامبرین اولیه تا کامبرین، بخشی از ابرقارۀ گندوانا بود (Alsharhan and Kendall 1986). صفحه در اُردویسین به‌سمت جنوب و سپس به‌سمت شمال حرکت کرد (Alsharhan and Nairn 1997). خلیج‌فارس در حاشیۀ شرقی صفحۀ عربی بین عرض‌های جغرافیایی 20 تا 30 درجۀ شمالی و طول جغرافیایی 48 تا 57 درجۀ شرقی واقع شده است (Fotovat et al. 2011). توالی عظیم حوضۀ خلیج‌فارس دارای سنگ‌شناسی‌های متنوعی است. شیل‌های غنی از مواد آلی بهعنوان سنگ‌های منشأ، سنگ‌های کربناته عمدتاً بهعنوان مخازن هیدروکربوری و سنگ‌های تبخیری بهعنوان پوش‌سنگ مخازن‌اند. حوضۀ خلیج‌فارس میزبان بزرگ‌ترین و غنی‌ترین منطقۀ گازی جهان است (Fard et al. 2006). بخش مرکزی حوضۀ خلیج‌فارس (هدف این مقاله) بخشی از حاشیۀ شمال شرقی صفحۀ عربستان بوده است که از دوران پیش از کامبرین تا اخیر، تحولات پیچیدۀ زمین‌شناسی- ساختاری را تجربه کرد (Edgell 1996; Tavani et al. 2018). ریخت‌شناسی عمومی این ناحیه به‌شدت تحت تأثیر کمان قطر- فارس قرار گرفته است (Aali et al. 2006). ساختار منطقه‌ای کمان قطر در مرکز خلیج‌فارس به‌دنبال حرکات زمین‌ساختی در اواخر پرکامبرین تا اوایل کامبرین شکل گرفت (Ziegler 2001). این کمان یک تاقدیس با شیب ملایم بسیار بزرگ (بیش از 100 کیلومتر عرض و 300 کیلومتر طول) است (Insalaco et al. 2006). براساس داده‌های لرزه‌ای فراساحلی، این ساختار دارای جهت شمال شرقی- جنوب غربی در بخش ایران در خلیج‌فارس است و به‌سمت جنوب تا شبه‌جزیرۀ قطر ادامه دارد (Perotti et al. 2011). کمان قطر در زمان رسوب‌گذاری سازند دالان بالایی، ساختاری فعال بوده و فعالیت داشته است (Perotti et al. 2011). در اواخر پرمین یک پیشروی دریایی گسترده همراه با بازشدن اقیانوس نئوتتیس، به توسعۀ سکوهای بسیار کم‌شیب و رمپ‌مانند در حاشیۀ شمال شرقی غیرفعال صفحۀ عربستان منجر شد (Pillevuit 1993; Edgell 1996; Sharland et al. 2001)؛ درنتیجه، توالی‌های کربنات-تبخیری ضخیم بر این سکوها، در طی اواخر پرمین تا اوایل تریاس رسوب کردند (Ziegler 2001; Insalaco et al. 2006). در طول پرمین پسین-تریاس پیشین، کمان قطر ممکن است به رسوب فراوان مجموعۀ کربنات‌های دریایی کم‌عمق با انرژی بالا در حوضۀ خلیج‌فارس نسبت‌به مناطق مجاور منجر شده باشد (Rahimpour-Bonab et al. 2014; Tavakoli 2015). رسوب کربنات کم‌عمق در پرمین پسین-تریاس پیشین در کمان قطر در مرکز خلیج‌فارس کنونی به فراوانی دیده می‌شود (Insalaco et al. 2006; Abdolmaleki et al. 2016; Tavakoli and Jamalian 2018). مجموعۀ کربنات-تبخیری سازند دالان بالایی (پرمین پسین) بر کمان قطر و نواحی اطراف آن نهشته شده است (Tavakoli 2015). مطالعات قبلی نشان می‌دهد این سازند در یک محیط رمپ هموکلینال (هم‌شیب) رسوب کرده است (Moradpour et al. 2008; Peyravi et al. 2010; Mohammadi Dehcheshmehi et al. 2013; Irajian et al. 2017). دالان و کنگان و سازند خوف معادل آنها میزبان بزرگ‌ترین مخزن گازی جهان در مرکز حوضۀ خلیج‌فارس‌اند (Moradpour et al. 2008; Peyravi et al. 2010; Mohammadi Dehcheshmehi et al. 2013; Iragian et al. 2017; Tavakoli 2021). با توجه به خواص سنگ‌شناسی، توالی دالان بالایی را می‌توان به دو واحد مخزنی K3 و K4 تقسیم کرد (Insalaco 2006). واحد تولیدکنندۀ اصلی گاز در دالان بالایی K4 است (Aali et al. 2006; Moradpour et al. 2008; Nazemi et al. 2018). سازند دالان ازنظر چینه‌شناسی به سه عضو تقسیم می‌شود که شامل دالان پایینی (LD)، تبخیری نار (NEV) و دالان بالایی (UP) است (شکل 1) (Edgell 1977). این سازند توسط سازند کنگان تریاس پیشین در امتداد مرز ناپیوستگی پرمین-تریاس (PTB) پوشانده شده است (Szabo and Kheradpir 1978). مرز پرمین-تریاس بین سازندهای دالان و کنگان قرار دارد که بزرگ‌ترین انقراض دسته‌جمعی تاریخ جهان را نشان می‌دهد (Rahimpour-Bonab et al. 2009; Tavakoli 2015, 2017; Tavakoli et al. 2018; Haghighat et al. 2020). در گذر از این مرز، بیشتر گونه‌های زنده منقرض شدند و زمان بازیابی به تأخیر افتاده است؛ پس این مرز نیز یکی از طولانی‌ترین زمان‌ها در میان تمام رویدادهای انقراض جمعی و ناشی از تحمل شرایط محیطی نامطلوب برای موجودات زنده بوده است (Abdolmaleki and Tavakoli 2016). میدان‌های مطالعه‌شده در بخش مرکزی حوضۀ خلیج‌فارس قرار دارند. میدان A در فاصلۀ 180 کیلومتری از شهر بوشهر و 50 کیلومتری غرب میدان B واقع شده است. میدان B در فاصلۀ 100 کیلومتری خط ساحلی ایران (Rahimpour-Bonab 2007) و در 105 کیلومتری سواحل کشور قطر قرار گرفته است (Kashfi 1992).
شکل 1- موقعیت جغرافیایی منطقۀ مطالعه‌شده (Al-Husseini 2007) و ستون چینه‌شناسی سازند دالان بالایی و سازندهای هم‌جوار در خلیج‌فارس
Fig 1- Geographical location of the study area (Al-Husseini 2007) and the stratigraphic column of the Upper Dalan Formation and adjacent formations in the central part of the Persian Gulf
موارد و روش‌ها
داده‌های مطالعه‌شده در این پژوهش از دو چاه اکتشافی در دو میدان مختلف به دست آمده است. داده‌ها شامل اطلاعات دریافت‌شده از مطالعۀ 30 متر مغزه در هر میدان است. در چاه X1 (میدان A) داده‌های مربوط به میزان تخلخل، تراوایی، مطالعۀ رخساره‌ها و ویژگی‌های رسوبی از عمق 4393.28 متر تا عمق 4423.26 متر بررسی و برداشت شده است. در چاه X2 (میدان B) نیز تمامی داده‌های فوق از عمق 4051.16 متر تا عمق 4081.14 متر برداشت شده است. در هر متر، چهار مقطع نازک و درمجموع 123 عدد مقطع نازک در چاه X1 و 121 عدد مقطع نازک در چاه X2 مطالعه و بررسی شده است. تعداد پلاگ‌های گرفته‌شده در چاه X1 برای تخلخل 93 عدد و تراوایی 92 عدد است. در چاه X2 برای تخلخل 103 عدد و تراوایی 96 عدد پلاگ تهیه شده است. مطالعۀ مقاطع نازک به‌وسیلۀ میکروسکوپ پلاریزان صورت گرفته است. برای تعیین دقیق لیتولوژی آهک از دولومیت، یک‌سوم از هر مقاطع نازک با محلول آلیزارین قرمز (Alizarin Red-S) براساس روش متداول دیکسون (Dickson 1965) رنگ‌‌آمیزی شده است. از قانون بویل برای تعیین تخلخل و از قانون دارسی برای تعیین تراوایی پلاگ‌های مغزه استفاده شده است. برای تعیین انواع منافذ از اشباع اپوکسی آبی‌رنگ استفاده شده است (Choquette and Pray 1970). طبقه‌بندی ریزرخساره‌های آنالیزشده در هر دو میدان براساس طبقه‌بندی دانام (Dunham 1962) و تقسیم‌بندی مربوط به کمربند‌های رخساره‌ای براساس فلوگل (Flugel 2010) انجام شده است. برای تعیین گونه‌های سنگی از چهار روش متداول، وینلند (Winland-Plot Schmalz and Rahme 1950; Kolodzie 1980; Pitman 1992; Amaefule et al. 1993; Rezaee et al. 2006; Purcell 2013) ، لورنز (SML-Plot Lorenz 1905)، شاخص کیفیت مخزنی (RQI-FZI Method Amaefule et al. 1993) و لوسیا (Lucia’s Method 1995) استفاده شده است.
نتایج پژوهش
ریزرخسارهها
بررسی‌ها و مطالعات پتروگرافی محدودۀ 30 متری سازند دالان بالایی (بخش زیرین مرز پرمین-تریاس)، نشان می‌دهد در میدان A (چاه X1) این توالی از 7 ریز‌رخساره تشکیل شده است. در میدان B (چاه X2) محدودۀ ذکرشده شامل 6 ریز‌رخساه است (شکل 2). فراوانی هریک از ریزرخسارهها به‌همراه فراوانی محیط‌های تشکیل آنها تعیین شده است (شکل 3 و 4). ریزرخسارهها متعلق به 4 کمربند رخساره‌ای‌اند. در جدول 1 مهم‌ترین ویژگی‌های ریز ریزرخساره‌های بخش بالایی سازند دالان در دو میدان A و B توصیف شده است.
جدول 1- ویژگی‌های مهم ریزرخساره‌های توالی مطالعه‌شدۀ میدان‌های A و B
Table 1- Important characteristics of microfacies studied in fields A and B
|
میدان A |
ریز‌رخساره |
مشخصات اجزای تشکیل‌دهنده |
فرآیندهای دیاژنزی غالب |
ریزرخسارۀ استاندارد |
محیط نهشت |
|
MF1 |
فنسترال بایوکلست، وکستون تا مادستون |
پلوئید فاقد قطعات فسیلی |
نوشکلی، دولومیتی‌شدن، تشکیل نودول انیدرت و انیدریت پرکنندۀ حفرات |
- |
پایین پهنۀ جزر و مدی |
|
MF2 |
مادستون فسیل‌دار |
خرده‌های فسیلی دانه‌ریز |
زیستآشفتگی |
- |
لاگون و مبدأ دریای باز |
|
MF3 |
مادستون |
خرده‌های فسیلی دانه‌ریز |
دولومیتی‌شدن، نوشکلی، زیستآشفتگی، تشکیل نودول انیدریت |
RMF19 فلوگل |
لاگون |
|
MF4 |
پلوئید اینتراکلست بایوکلست، وکستون |
پلوئید، فرامینیفر بنتیک، خرده‌های فسیلی دانه‌ریز |
نوشکلی، دولومیتی‌شدن، زیستآشفتگی |
- |
لاگون |
|
MF5 |
پلوئید اینتراکلست بایوکلست گرینستون |
پلوئید، اینتراکلست، فرامینیفر بنتیک خرده‌های فسیلی دانه‌ریز و درشت |
سیمانی‌شدن، انحلال، میکراییتی‌شدن، نوشکلی، انیدریت پرکنندۀ حفرات |
RMF20 فلوگل |
شول پشت به دریا |
|
MF6 |
اُاُئید بایوکلست گرینستون |
اینتراکلست، فرامینیفر بنتیک، خرده‌های فسیلی دانه‌ریز و درشت، |
سیمانی‌شدن، میکراییتی‌شدن، انیدریت پرکنندۀ حفرات |
- |
شول رو به دریا |
|
MF7 |
بایوکلست وکستون/پکستون |
فرامینیفر بنتکی، خرده‌های فسیلی دانه‌ریز |
زیستآشفتگی، نوشکلی، میکراییتی‌شدن |
RMF 26-27 فلوگل |
مبدأ دریای باز |
|
میدان B |
ریز‌رخساره |
مشخصات اجزای تشکیل‌دهنده |
فرآیندهای دیاژنزی غالب |
ریزرخسارۀ استاندارد |
محیط نهشت |
|
MF1
|
مادستون
|
پلوئید، فاقد قطعات فسیلی، کانی تیره |
انحلال، شکستگی، تشکیل نودول انیدریت، دولومیتی‌شدن |
RMF19 فلوگل |
پایین پهنۀ جزر و مدی |
|
MF2 |
پلوئید/اینتراکلست بایوکلست وکستون |
پلوئید، اُاُئید، اینتراکلست، خرده‌های فسیلی دانه‌ریز و درشت، کانی تیره |
انحلال، دولومیتی‌شدن، تشکیل نودول انیدریت، نوشکلی |
- |
لاگون |
|
MF3
|
اُاُئید/پلوئید پکستون |
پلوئید، اینتراکلست، اُاُئید، خرده‌های فسیلی دانه‌ریز و درشت، کانی تیره |
انحلال، دولومیتی‌شدن، سیمانی‌شده، نوشکلی، میکرایتی‌شدن |
- |
لاگون |
|
MF4 |
اُاُئید بایوکلست پکستون |
اُاُئید، اینتراکلست، پلوئید، خرده‌های فسیلی دانه‌ریز و درشت، کانی تیره |
انحلال، دولومیتی‌شدن، سیمانی‌شده، نوشکلی، میکرایتی‌شدن |
RMF20 فلوگل |
شول پشت به دریا |
|
MF5 |
بایوکلست/اینتراکلست اُاُئید گرینستون |
اُاُئید، اینتراکلست، پلوئید، خرده‌های فسیلی دانه‌ریز و درشت |
دولومیتی‌شدن، انحلال، سیمانی‌شدن |
RMF30 فلوگل |
شول مرکزی |
|
MF6 |
کربنات بلورین |
پلوئید، اُائید، اینتراکلست، کانی تیره، خرده‌های فسیلی دانه‌ریز |
دولومیتی‌شدن، انحلال، سیمانی‌شدن |
- |
فاقد محیط |
شکل 2- ریز ریزرخساره‌های اصلی مطالعه‌شده در سازند دالان بالایی در دو میدان A و B در مرکز حوضۀ خلیج‌فارس. تصاویر ریز ریزرخساره‌های 7 ،5 ،2 MF در میدان A در نور پلاریزه و مابقی در نور طبیعی تهیه شده است.
Fig 2- Microfacies studied in the Upper Dalan Formation in two fields A and B in the center of the Persian Gulf basin. Pictures of MF 2, 5, 7 in filed A are in polarized and others are in natural light.
مدل محیط رسوب‌گذاری
زیر‌محیط‌ها شامل پهنۀ جذر و مدی، لاگون، شول و بخش انتهایی رمپ داخلی (دریای باز نزدیک) و ابتدای رمپ میانی‌اند. براساس مطالعات پیشین صورت‌گرفته، تغییر بسیار تدریجی رخساره‌ها و حضور ریزرخساره‌های کم‌عمق، نشان‌دهندۀ نهشته‌شدن در یک محیط رمپ کربناتۀ هم‌شیب است (Sharland et al. 2001; Insalaco et al. 2006; Esrafili-Dizaji and Rahimpour-Bonab 2009; Tavakoli et al. 2011; Abdolmaleki et al. 2016; Jafarian et al. 2017; Jafarian et al. 2018; Tavoosi Iraj et al. 2021). حضور شواهد ذکرشده در این مطالعه نیز نشان‌دهندۀ ته‌نشت ریزرخساره‌های شناسایی‌شده در یک رمپ کربناتۀ هم‌شیب (کم‌عمق) است.
شکل 3- درصد فراوانی ریزرخسارهها و محیط‌های شناسایی‌شده در میدان A ) b ،a)
Fig 3- Frequency charts of microfacies and environments identified in A field (a, b)
شکل 4- درصد فراوانی ریزرخسارهها و محیط‌های شناسایی‌شده در میدان B (d ،c)
Fig 4- Frequency charts of microfacies and environments identified in B field (c, d)
فرآیندهای دیاژنزی
فرآیندهای دیاژنزی دریایی
میکرایتی‌شدن: در طی این فرآیند دانه‌های اسکلتی توسط موجودات میکروسکوپی اندولیتیک میکرایتی و بهعنوان یک فرآیند نوشکلی (نئومورفیسم) کاهشی در محیط‌های کم‌انرژی (آرام) شناخته می‌شوند (Tucker 1994). در میدان A بیشتر نمونه‌ها با فراوانی زیاد در 7 متر رأس سرسازند دالان بالایی (نزدیک به مرز پرمین-تریاس) میکرایتی شده‌اند و در ادامۀ توالی نیز نمونه‌های میکرایتی‌شده با فراوانی زیاد و به‌صورت پراکنده دیده می‌شوند. نمونه‌های میکرایتی‌شدۀ میدان B با فراوانی کم، به‌صورت پراکنده در نزدیکی مرز وجود دارند و در بخش میانی به‌سمت قاعده، توالی فراوانی آنها افزایش یافته است.
زیستآشفتگی: رسوبات در فرآیند زیستآشفتگی تحت تأثیر موجودات میکروسکوپی (اُرگانیسم‌ها) قرار می‌گیرند و معمولاً بافت و ساختار اولیۀ رسوب‌گذاری آنها دچار تغییرات می‌شوند (Flugel 2010). این موجودات با ایجاد آشفتگی در رسوبات، کیفیت مخزنی (تخلخل و تراوایی) را کاهش می‌دهند. آنها بیشتر در محیط‌های کم‌انرژی و لاگونی دیده می‌شوند. فرآیند زیستآشفتگی میدان A در 7 متر رأس سرسازند دالان بالایی (زیر مرز پرمین-تریاس) در تعداد کمی از نمونه‌ها با فراوانی کم و الگوی پراکنده ایجاد شده است. دور از مرز به‌سمت بخش قاعدۀ سازند، در تعداد زیادی نمونه با الگوی پراکنده، فراوانی افزایش یافته است. فرآیند زیستآشفتگی در نمونه‌های توالی مطالعه‌شدۀ میدان B رخ نداده است.
سیمانی‌شدن: فرآیند سیمانی‌شدن به تشکیل یک سنگ‌آهک سخت از یک رسوب سست منجر می‌شود. ترکیب و ریخت‌شناسی سیمان در بازسازی تاریخچۀ دیاژنزی و تفسیر منشأ آن بسیار ارزشمند است (Moore and Wade 2013). سیمان‌هایی که در این دو میدان و بخش بالایی سازند دالان تشکیل شده‌اند، شامل سیمان حاشیه‌ای هم‌ضخامت (آیزوپکوس)، بلوکی و انیدریت‌اند.
سیمان حاشیه‌ای هم‌ضخامت ظریف: اولین نسل از سیمان‌هاست. سیمان هم‌ضخامت ظریف یا آیزوپکوس حاکی از ته‌نشینی در مناطق فراتیک و گاهی وادوز دریایی است، مکانی که تمام حفرات به‌وسیلۀ آب پرشده‌اند. سیمان با شکل‌گیری در اطراف دانه‌ها یک چهارچوب محکم در برابر تراکم و در هم رفتگی ایجاد می‌کند و در حفظ تخلخل موجود در مخزن نقش مهمی دارد (Tucker 1994). سیمان حاشیه‌ای هم‌ضخامت ظریف در میدان A در بیشتر نمونه‌های نزدیک مرز پرمین-تریاس با فراوانی زیاد تشکیل شده است. با دورشدن از مرز، حضور سیمان در نمونه‌های میانۀ توالی مشاهده نمی‌شود. به‌سمت بخش قاعدۀ توالی، فراوانی سیمان به‌صورت پراکنده در نمونه‌ها زیاد شده است. سیمان حاشیه‌ای هم‌ضخامت ظریف در میدان B در نمونه‌ها تشکیل نشده است.
سیمان و نودول انیدریت: سیمان انیدریت بعد از پدیدۀ دولومیتی‌شدن، غالب‌‌ترین پدیدۀ دیاژنزی در این سازند محسوب می‌شود (Rahimpour-Bonab et al. 2010). انیدریت به‌صورت پرکنندۀ تخلخل و ندولی در بخش مطالعه‌شده دیده شده است. سیمان انیدریتی عمدتاً از انحلال انیدریت‌های توده‌ای منشأ می‌گیرد. سیمان انیدریت در میدان A در نمونه‌های بخش رأسی سرسازند دالان بالایی و نزدیک به مرز تشکیل نمی‌شود و به‌سمت قاعدۀ توالی با فراوانی زیاد به‌صورت پراکنده، در تعداد کمی از نمونه‌ها دیده می‌شود. سیمان انیدریت در نمونه‌های نزدیک به مرز میدان B حضور ندارد. با دورشدن از مرز در میانۀ توالی به‌سمت بخش قاعده با فراوانی زیاد به‌صورت پراکنده در تعداد زیادی از نمونه‌ها ایجاد شده است. حضور انیدرت‌های پرکنندۀ حفرات در میدان A غالب‌تر از تشکیل نودول‌های انیدریت و در میدان B حضور نودول‌های انیدریت در نمونه‌ها، غالب‌تر از انیدریت‌های پرکنندۀ حفرات است.
دولومیتی‌شدن: مطالعۀ فرآیند دولومیتی‌شدن و تشکیل دولومیت‌ها در دو میدان، به دسته‌بندی دولومیت‌ها از دو دیدگاه اندازه و شکل منجر شده است. دولومیت‌ها در مقیاس اندازه به دو دستۀ دولومیکرایت (دانه‌ریز) و دانه‌شکری (دانه‌درشت) دولومیت‌های متشکل از لوزی‌های خودشکل به‌همراه بلور‌هایی با اندازۀ بین 20 تا 120 میکرون (Warren 2000) تقیسم شدند. ازنظر شکل دولومیت‌ها به سه‌دسته دولومیت‌های خودشکل (Euhedral)، نیمه‌خودشکل (Subhedral) و غیرخودشکل (Anhedral) تقسیم شدند.
دولومیکرایت (دانه‌ریز): دولومیکرایت‌ها در نمونه‌های 9 متر رأس سرسازند دالان بالایی (زیر مرز پرمین-تریاس) و بخش قاعدۀ توالی در میدان A تشکیل نشده و تنها در بخش میانی توالی در تعداد کمی از نمونه‌ها با فراوانی زیاد ایجاد شده‌اند. تشکیل دولومیکرایت‌ها در میدان B در بیشتر نمونه‌ها با فراوانی زیاد صورت گرفته است.
دولومیت دانه‌شکری (دانه‌درشت): در 9 متر رأس سرسازند دالان بالایی (زیر مرز پرمین-تریاس) در میدان A هیچ اثری از تشکیل دولومیت‌های دانه‌شکری در نمونه‌ها دیده نمی‌شود. در قسمت میانی و بخش قاعدۀ توالی، دولومیت‌های دانه‌شکری در تعداد زیادی نمونه به‌صورت نسبتاً پراکنده با فراوانی زیاد تشکیل شده‌اند. دولومیت‌های دانه‌شکری در نمونه‌های نزدیک به مرز پرمین-تریاس در میدان B ایجاد نشده و در ادامۀ توالی با فراوانی کم به‌صورت پراکنده در تعداد کمی از نمونه‌ها دیده شده‌اند.
دولومیت خودشکل: دولومیت‌های خودشکل در میدان A در نمونه‌های 10 متر زیر مرز پرمین-تریاس تشکیل نشده و با دورشدن از مرز، در تعداد کمی نمونه به‌صورت پراکنده در طول توالی با فراوانی کم ایجاد شده‌اند. دولومیت‌های خودشکل در میدان B نیز در نمونه‌های 4 متر زیر مرز ایجاد نشده و تنها در بخش میانی توالی در تعداد کمی از نمونه‌ها با فروانی کم دیده شده‌اند.
دولومیت نیمه‌خودشکل: دولومیت‌های نیمه‌خودشکل در 9 متر رأس سرسازند دالان بالایی (زیر مرز پرمین-تریاس) میدان A دیده نمی‌شوند. در قسمت میانی و بخش قاعدۀ توالی دولومیت‌های نیمه‌خودشکل در تعداد زیادی نمونه به‌صورت نسبتاً پراکنده با فراوانی زیاد تشکیل شده‌اند. دولومیت‌های نیمه‌خودشکل در نمونه‌های میدان B تشکیل نشده‌اند.
دولومیت غیرخودشکل: دولومیت‌های غیرخودشکل در 9 متر رأس سرسازند دالان بالایی (زیر مرز پرمین-تریاس) و بخش قاعدۀ توالی میدان A در نمونه‌ها تشکیل نشده و تنها در بخش میانی توالی در تعداد کمی از نمونه‌ها با فراوانی زیاد ایجاد شده‌اند. دولومیت‌های غیرخودشکل در میدان A در بیشتر نمونه‌ها با فراوانی زیاد مشاهده می‌شود.
فرآیندهای دیاژنز جوی
نوشکلی: برخی از فرآیندهای دیاژنزی در ارتباط با تغییر در کانی‌شناسی و یا فابریک رسوب است. بیشتر نوشکلی در سنگ‌های آهکی از نوع افزایشی است (Tucker 1994). پدیدۀ نوشکلی میدان A در نزدیکی مرز پرمین-تریاس در 6 متر رأس سرسازند دالان بالایی در تعداد کمی نمونه با فراوانی کم ایجاد شده است. با دورشدن از مرز، به‌تدریج از میانه‌های توالی تا بخش قاعده در تعداد زیادی نمونه، میزان فراوانی این فرآیند افزایش یافته است. در 5/3 متری رأس سرسازند دالان بالایی در میدان B، فراوانی پدیدۀ نوشکلی در نمونه‌ها زیاد است. در بخش میانی توالی به‌سمت بخش قاعده، نوشکلی در تعداد زیادی نمونه به‌صورت پراکنده با فراوانی کم تشکیل شده است.
انحلال: انحلال یکی از مهم‌ترین فرآیندهای افزایش‌دهندۀ کیفیت مخزنی است که موجب تشکیل تخلخل‌های قالبی، حفره‌ای و انحلال در امتداد استیلولیت‌ها شده است (Lucia 2007). تخلخل حفره‌ای میدان A در طول 30 متر توالی در نمونه‌ها تشکیل نشده است. تخلخل قالبی در 5/8 متری رأس سرسازند دالان بالایی (زیر مرز پرمین-تریاس) در تعداد کمی نمونه با فراوانی زیاد دیده شده است. با دورشدن از مرز در بخش میانی و قاعدۀ توالی به‌صورت خیلی پراکنده در تعداد کمی نمونه با فراوانی کم مشاهده می‌شود. تخلخل حفره‌ای در میدان B در بیشتر نمونه‌های توالی با فراوانی زیاد تشکیل شده است. تخلخل قالبی در 8 متر رأس سرسازند دالان بالایی (زیر مرز) در نمونه‌ها دیده نمی‌شود و در ادامۀ توالی نیز به‌صورت پراکنده با فراوانی کم وجود دارد.
فرآیندهای دیاژنز دفنی
تراکم: فرآیند تراکم شامل دو بخش تراکم مکانیکی و شیمیایی است (Flugel 2010). فرآیند تراکم شیمیایی در سازند مطالعه‌شده با تشکیل استیلولیت‌ها و رگچه‌های انحلالی همراه است. تشکیل استیلولیت و رگچۀ انحلالی در میدان A، نزدیکی مرز پرمین-تریاس در نمونه‌ها دیده نشده و در ادامه با دورشدن از مرز با فراوانی کم و به‌صورت پراکنده در تعداد نمونه‌های کمی تشکیل شده است. فرآیند تراکم در میدان B نیز در نمونه‌های نزدیک مرز رخ نداده و با فاصله‌گرفتن از مرز در طول توالی، با فراوانی کم به‌صورت پراکنده در تعداد کمی از نمونه‌ها دیده شده است.
سیمان بلوکی: سیمان بلوکی بهعنوان سیمان نسل دوم و سوم در نظر گرفته می‌شود. این سیمان از بلور‌های متوسط تا درشت کلسیت تشکیل می‌شود و گاهی دارای رخ کاملاً مشخص است (Flugel 2010). تشکیل برخی از سیمان‌های کلسیت دروزی و بلوکی با عوارض مربوط به محیط‌های دیاژنزی تدفینی متوسط تا عمیق مرتبط بوده است (Choqutte and James 1987; Tucker and Wright 1990). تشکیل سیمان بلوکی با پرکردن حفرات ایجادشده در حین استیلولیتی‌شدن و شکستگی، سبب کاهش کیفیت مخزنی می‌شود. سیمان بلوکی در میدان A در بیشتر نمونه‌های نزدیک به مرز پرمین-تریاس با فراوانی زیاد تشکیل شده است. همچنین با دورشدن از مرز با فراوانی زیاد به‌صورت پراکنده در تعداد کمی از نمونه‌ها دیده می‌شود. سیمان بلوکی در میدان B در بخش میانی توالی در تعداد بسیار کمی از نمونه‌ها با فراوانی کم تشکیل شده است و در نمونه‌های نزدیک به مرز و بخش قاعدۀ توالی اثری از تشکیل سیمان بلوکی مشاهده نمی‌شود.
شکستگی: در مخازن تراوایی به‌گونه‌ای ویژه به شکستگی‌هایی وابسته است که حفرات جداافتاده را به یکدیگر متصل می‌کنند (Larsen et al. 2010). شکستگی در میدان A در نمونه‌ها رخ نداده است. در میدان B در نمونه‌های نزدیک به مرز پرمین-تریاس هیچ‌گونه شکستگی مشاهده نمی‌شود و با دورشدن از مرز به‌سمت بخش‌های قاعدۀ توالی با فراوانی کم و به‌صورت پراکنده در نمونه‌ها وجود دارد. تشکیل سیمان‌ها در برخی موارد باعث مسدودشدن شکستگی‌ها شده است.
فرآیندهای دیاژنزی بیشتر میدان‌های مطالعه‌شده در شکل 5 مشاهده می‌شود.
شکل 5- فرآیندهای دیاژنزی توالی مطالعه‌شده در دو میدان A وB: a و b) انحلال (قالبی)؛ c) انحلال (حفره‌ای)؛ d) تراکم (استیلولیت)؛ e و f) تراکم (رگچۀ انحلالی)؛ g، h و i) میکرایتی‌شدن؛ j) نوشکلی؛ k و l) شکستگی؛ m و o) سیمان انیدریت؛ n) انیدریت پرکنندۀ حفرات؛ p) دولومیتی‌شدن (دولومیکرایت، غیرخودشکل)؛ q و r) دولومیتی‌شدن (دانه‌شکری). تصاویر h، j، l، m، n، o، r در نور پلاریزه و مابقی در نور طبیعی تهیه شده‌اند.
Fig 5- Diagenetic processes studied in two fields A and B: a and b) dissolution (Moldic), c) dissolution (vuggy), d) compaction (stylolite), e and f) compaction (solution seams), g, h and i) micritization, j) neomorphism, k and l) fracture, m and o) cementation (anhydrite), n) cementation (anhydrite pore filling), p) dolomization (dolomicrite, non-planar dolomite), q and r) dolomization (sucrosic dolomite). Pictures h, j, l, m, n, o, and r were photographed in XPL and others are in PPL.
کیفیت مخزنی و ناهمگنی‌ها
بررسی کیفیت مخزنی سازند‌ها، پتانسیل آنها را در میزان ذخیره و انتقال مواد هیدروکربوری بیان می‌کند؛ از این رو بررسی کیفیت مخزنی و پارامتر‌های مربوط به آن بسیار حائز اهمیت است. بررسی کیفیت مخزنی در نمودار‌های تخلخل-تراوایی مربوط به ریزرخساره‌های هر دو میدان (شکل 6)، بیان می‌کند که در میدان A ریزرخساره‌های مادستون (MF3)، پلوئید اینتراکلست، بایوکلست گرینستون (MF5) و اُاُئید بایوکلست گرینستون (MF6) دارای کیفیت مخزنی مطلوب‌تری نسبت‌به دیگر ریزرخساره‌هایند (جدول 2) و در میدان B ریزرخساره‌های اُاُئید/پلوئید پکستون (MF3)، اُاُئید بایوکلست پکستون (MF4) و کربنات بلورین (MF6) دارای کیفیت مخزنی بیشتری‌اند. تحلیل نمودار‌های ترسیم‌شده در هر دو میدان حاکی از بالاتربودن کیفیت مخزنی در میدان B در مقایسه با میدان A است، به‌گونه‌ای که در میدان B بازۀ تغییرات تخلخل بین 0 تا 35% و تراوایی 0.0001 تا 10000 (mD) بوده است، در صورتی که در میدان A این بازه‌ها برای تخلخل بین 0 تا 20% و تراوایی 0.001 تا 100 (mD) ارزیابی شده است.
جدول 2- میانگین تخلخل و تراوایی ریزرخسارهها در دو میدان مطالعه‌شده
Table 2- Mean porosity and permeability of microfacies in two studied fields
|
MF7 |
MF6 |
MF5 |
MF4 |
MF3 |
MF2 |
MF1 |
ریز ریزرخساره‌های میدان A |
|
42/2 |
14/10 |
75/4 |
56/4 |
49/8 |
14/7 |
92/4 |
میانگین تخلخل(%) |
|
74/0 |
91/0 |
84/0 |
41/0 |
35/2 |
07/1 |
34/0 |
میانگین تراوایی(mD) |
|
- |
MF6 |
MF5 |
MF4 |
MF3 |
MF2 |
MF1 |
ریز ریزرخساره‌های میدان B |
|
- |
44/19 |
57/17 |
09/17 |
14/16 |
67/11 |
54/8 |
میانگین تخلخل (%) |
|
- |
52/764 |
75/1112 |
00/638 |
72/77 |
46/24 |
87/3 |
میانگین تراوایی (mD) |
شکل 6- نمودار‌های توزیع تخلخل و تراوایی در ریزرخساره‌های شناسایی‌شده، a) میدان A-چاه X1؛ b) میدان B-چاه X2
Fig 6- Porosity and permeability distribution charts in the identified microfacies. a) A Field-Well X, b) B Field-Well X2
ناهمگنی در مخزن به تغییراتی در هر ویژگی درونی مخزن ازجمله اندازۀ دانه، شکل، جور‌شدگی، بافت، انواع منافذ و ترکیبات کانی‌‌ها اشاره دارد. این تغییرات می‌توانند خواص مخزن (تخلخل، تراوایی، اشباع سیالات، فشار مویینگی) را در مقیاس‌های مختلف تغییر دهند (Nurmi et al. 1990; Tiab and Donaldson 2015). این مقاله به‌منظور بررسی تفاوت میزان ناهمگنی بین دو مخزن، بازسازی صحیح فضای بین چاه‌ها و انجام عمل تطابق در مطالعۀ مخزنی، تعیین گونه‌های سنگی و بررسی ناهمگنی‌ها صورت گرفته است. تشخیص و ارزیابی ناهمگنی‌ها به‌منظور افزایش کیفیت و دقت مطالعۀ مخازن صورت می‌گیرد. از چهار روش رایج تعیین گونه‌های سنگی و کاهش ناهمگنی استفاده شده است. نتایج حاصل از هریک از روش‌ها به‌صورت تعیین تعداد گونه‌های سنگی و میزان ضریب تعیین[7] یا همان R2 [8] به دست آمده است. در همۀ روش‌ها در کنار استفاده از حدود تعیین‌شده در مطالعۀ مرجع، از حدود به دست آمدۀ مربوط به روش توزیع نرمال نیز در رسم نمودار‌های تخلخل در مقابل تراوایی استفاده شده است. در روش توزیع نرمال داده‌ها با استفاده از محدودۀ تغییراتشان بین صفر و 1 نرمال می‌شوند و در شرایطی که توزیع داده‌ها کاملاً یکنواخت (هموژن) باشد، نمودار حاصل آن به‌صورت یک خط راست با زاویۀ 45 درجه است. هر شیب ایجادشده در انحراف از این خط راست، به‌منزلۀ یک دستۀ جداگانه است. هریک از نتایج (محدوده‌های مطالعات مرجع یا توزیع نرمال) که بهتر و نزدیک‌تری به 1 را بین تخلخل و تراوایی داشته باشد، بهعنوان مرز‌های گونه‌های سنگی در نظر گرفته شده است.
روش وینلند
روش وینلند براساس معادلۀ آن (رابطۀ 1) و میزان قطر گلوگاه منافذ در 35% اشباع جیوه در آزمایش تزریق جیوه تعریف شده است (Winland 1972). مبنای اصلی این روش برقراری ارتباط بین تخلخل، تراوایی و قطر گلوگاه حفرات در 35% اشباع جیوه (R35) است. بعد از انجام محاسبات توسط رابطۀ 1، نتایج به‌وسیلۀ بازه‌های تحقیق وینلند شامل 0.2، 0.5، 1، 2، 5، 15 و 60 میکرون دسته‌بندی شده است و گونه‌های سنگی تعیین می‌شوند. رسم داده‌های تخلخل و تراوایی مربوط به دو میدان به‌صورت جداگانه، به شناسایی 6 گونۀ سنگی در میدان A و 7 گونۀ سنگی در میدان B منجر شده است. میزان محاسبه‌شدۀ تمام گونه‌های سنگی تعیین‌شدۀ دو میدان در جدول 3 نمایش داده شده است. در معادلۀ وینلند Kair تراوایی هوا برحسب mD و تخلخل برحسب % است. معادله به شرح زیر است:
رابطۀ (1)
Log R35 = 0.732 + 0.588 Log ( ) – 0.864 Log ( )
واحد جریان هیدرولیکی
آمافوله و همکارانش (Amaefule et al. 1993) در آزمایش‌های خود نشان دادند نسبت تراوایی به تخلخل مؤثر، شاخص خوبی برای رفتار هیدرولیکی مخزن به شمار می‌آید. این نسبت (فرمول مربوطه)، دارای دو پارامتر مهم شاخص کیفیت مخزن[9] و شاخص منطقۀ جریان (FZI) است که این دو به یکدیگر مرتبط‌اند. با استفاده از رابطۀ 2، میزان شاخص کیفیت مخزن برحسب مکیرومتر محاسبه شده و در ادامه میزان تخلخل نرمال‌شده به‌وسیلۀ رابطۀ 3 تعیین گشته و درنهایت ازطریق رابطۀ 4 میزان شاخص منطقۀ جریان مشخص شده است. واحدهای جریانی مختلف با توجه به نتایج محاسبۀ نهایی، شاخص منطقۀ جریان مختلف آنها تعریف شده است. مرز‌های تفکیک واحدهای جریانی برای میدان A 1/0، 2/0، 13/1، 5/0 و 20/15 و در میدان B 1/0، 5/0، 94/1، 59/10 و 20/75 براساس توزیع نرمال داده‌هاست. پس از انجام محاسبات در هر دو میدان، 6 گونۀ سنگی تعیین شده است. پس از رسم نمودار تخلخل و تراوایی برای هریک از گونه‌های سنگی تعیین‌شده، میزان محاسبه شده و در جدول 3 نمایش داده شده است. در رابطۀ تخلخل مؤثر و تخلخل نرمال شده است. نسبت RQI-FZI به شرح زیر است:
رابطۀ (2) RQI( m) = 0.0314 K/
رابطۀ (3) = /1-
رابطۀ (4) FZI = RQI/
روش لوسیا
در این روش، لوسیا (Lucia 2007) اندازۀ ذرات (بافت) را به توزیع کیفیت مخزنی (تخلخل-تراوایی) مرتبط کرد. نتایج حاصل‌شده، طبقه‌بندی پتروفیزیکی و اعداد فابریک سنگی[10] بود. لوسیا این مفهوم را به دولوستون‌ها نیز تعمیم داد و نتیجه گرفت که رابطۀ مشابهی بین توزیع تخلخل-تراوایی و اندازۀ بلور دولومیت وجود دارد. از مطالعۀ دو نمودار مربوط به تسلسل فابریک در سنگ‌آهک و دولستون غیر‌حفره‌ای و با توجه به ویژگی‌های پتروفیزیکی و زمین‌شناسی، نمودار‌ها به 3 کلاس طبقه‌بندی می‌شوند: کلاس 1) گرینستون، دولومیت درشت‌بلور اندازۀ دانه و بلور از 100 میکرون تا 500 میکرون است؛ کلاس 2) پکستون دانه‌پشتیبان، دولستون متوسط‌بلور و دولوپکستون متوسط و ریز‌بلور، اندازۀ بلور‌ها بین 20 تا 100 میکرون است؛ کلاس 3) فابریک‌های گل‌پشتیبان، دولستون‌های ریز‌بلور، اندازۀ بلور‌ها کمتر از 20 میکرون است. اعداد فابریک سنگی ازطریق رابطۀ 5 محاسبه شده و به‌وسیلۀ محدوده‌های استاندارد 5/0، 5/1، 2 و 4 دسته‌بندی شده‌اند. براساس محدوده‌های استاندارد در هر دو میدان A و B، 5 عدد گونۀ سنگی از نتایج نهایی حاصل، تعیین شد. میزان محاسبه‌شده برای هر 5 گونۀ سنگی تعیین‌شدۀ این روش در جدول 3 ثبت شده است. در این روش نمونه‌هایی با تخلخل کمتر از 3% بهعنوان نمونه‌های غیرمخزنی در نظر گرفته شده و در نمودار، RT0 نام‌گذاری شده است. در فرمول لوسیا تخلخل بین ذره‌ای، کسری است. رابطۀ لوسیا به شرح زیر است؛
رابطۀ (5)
Log (K) = (A – B Log (RFN)) + (C – D Log (RFN)) Log ( )
A = 9.7982 B = 12.0838 C = 8.6711 D = 8.2965
روش لورنز
در روش لورنز داده‌های تخلخل، تراوایی و عمق جمع و نتیجۀ نهایی به 1 یا 100 نرمال می‌شود. رسم تجمعی از ویژگی مدنظر در برابر عمق تجمعی، نشان‌دهندۀ میزان ناهمگنی است. بدیهی است که اگر مقادیر با یک ضریب ثابت افزایش یابد، نمودار حاصل یک خط مستقیم خواهد بود. این خط بهعنوان خط همسانی عالی[11] شناخته می‌شود. هرگونه ناهمگنی باعث خروج خط از حالت ایده‌آل می‌شود (Lorenz 1905). در میدان A محدوده‌های تخلخل تجمعی نرمال‌شده 14/0، 51/0، 79/0 و 1 و محدوده‌های تراوایی تجمعی نرمال‌شده 61/0، 71/0، 94/0 و 1 است. در میدان B محدوده‌های تخلخل تجمعی نرمال‌شده 16/0، 26/0، 5/0 و 1 و محدوده‌های تراوایی تجمعی نرمال‌شده 79/0، 90/0، 98/0 و 1 است. درنهایت پس از انجام محاسبات ازطریق رابطۀ 6 در هر دو میدان، 4 گونۀ سنگی تعیین شده است. در جدول 3 مقدار محاسبه‌شدۀ آنها مشاهده‌شدنی است. جدول 4 به توزیع گروه‌های ریز‌رخساره‌ای در گونه‌های سنگی تعیین‌شده اشاره دارد. در جدول 5 میانگین تخلخل و تراوایی تمامی گونه‌های سنگی تعیین‌شده ذکر شده است و در شکل 9 نمودار‌های رسم‌شده مربوط به هریک از چهار روش تعیین گونه‌های سنگی مربوط به میدان B نمایش داده شده است.
رابطۀ (6)
Normal Cumulative *H= ∑Cum *H/Max Cum *H = ∑Cum K*H/Max Cum K*H Normal Cumulative K*H
تحلیل گونه‌های سنگی
تعیین گونه‌های سنگی به چهار روش در هریک از میدان‌ها، نتایج درخور توجهی را بازگو می‌کنند. با توجه به شکل‌های 7 و 8 که نمایشی از میزان درصد فراوانی هریک از گونه‌های سنگی مشخص‌شده در هر روش است، می‌توان بیان کرد که در روش وینلند در میدان A، بیشترین فراوانی مربوط به گونۀ سنگی شمارۀ 2 با میزان 42.39% بوده و بعد از آن نمودار یک سیر نزولی را در پیش گرفته است؛ بنابراین در این میدان بیشتر نمونه‌ها دارای قطر گلوگاه کوچک‌اند. در میدان B در مقایسه با میدان A گونۀ سنگی شمارۀ 5 دارای بیشترین فراوانی 23.71% است. سیر تغییرات نمودار بیانگر این است که تعداد زیادی از نمونه‌ها دارای قطر گلوگاه متوسط و به‌ویژه بزرگ (قطر گلوگاه بین 5 تا 15 و 15 الی 60 میکرون) هستند. همچنین درصد بالای فراوانی گونۀ سنگی شمارۀ 1 حاکی از حضور ریز‌تخلخل‌ها در این میدان است.
نتایج حاصل از روش واحد جریان هیدرولیکی در میدان A نشان‌دهندۀ یک نمودار دوبخشی است که در ابتدا یک سیر صعودی به‌سمت گونۀ سنگی شمارۀ 3 با بیشترین فراوانی 34.78% را دارد و سپس به‌سمت دیگر گونه‌های سنگی این سیر حالت نزولی به خود گرفته است. سیر نزولی به‌سمت گونه‌های سنگی بالاتر، حاکی از وجودنداشتن کیفیت مخزنی بالا در نمونه‌های این میدان است. در میدان B سیر تغییرات فراوانی گونه‌های سنگی توزیع‌شده کمی یکنواخت‌تر است و به‌سمت گونه‌های سنگی شمارۀ 4 و 5 افزایش می‌یابد و هر دو گونۀ سنگی نام‌برده، بیشترین فراوانی را با میزان 22.45% دارند. نتایج بیانگر بالاتربودن کیفیت مخزنی در نمونه‌های این میدان در مقایسه با میدان A است.
در روش لوسیا در میدان A میزان نمونه‌های غیرمخزنی بیشتر از میدان B است و بالاترین فراوانی را با مقدار 47.25% دارد. سیر تغییرات در نمودار به‌صورت تقریباً یکنواخت صورت گرفته است و نمونه‌ها در سه کلاس 1، 2 و 3 لوسیا توزیع شده‌اند که به ترتیب دانه‌پشتیبان، پکستون دانه‌پشتیبان و گل‌پشتیبان‌اند. در میدان B میزان داده‌های غیرمخزنی کمتر و گونه‌های سنگی شمارۀ 2 با میزان 26.80% و 3 با میزان %23.71 بیشترین درصد‌های فراوانی را به خود اختصاص داده‌اند. در این میدان تمرکز بیشتر نمونه‌ها به ترتیب در کلاس‌های شمارۀ 1 (دانه‌پشتیبان) و 2 (پکستون دانه‌پشتیبان) طبقه‌بندی لوسیا است.
در روش لورنز در هر دو میدان، سیر تغییرات نمودار‌های درصد فراوانی تقریباً یکسان و مشابه است و گونۀ سنگی شمارۀ 1 با بالاترین کیفیت مخزنی، کمترین میزان فراوانی را دارد. در میدان B در مقایسه با میدان A فراوانی گونۀ سنگی شمارۀ 1 بیشتر و 7.22% است. لا‌گ‌های مربوط به اطلاعات چینه‌شناسی و پتروفیزیکی هر دو میدان A و B در شکل‌های 10، 11، 12 و 13 ترسیم شده‌اند.
شکل 7- نمودار درصد فراوانی گونه‌های سنگی تعیین‌شده در میدان A، چاه X1. a) روش وینلند؛ b) روش واحد جریان هیدرولیکی؛ c) روش لوسیا؛ d) روش لورنز
Fig 7- Frequency percentage chart of rock types in A field, well X1. a) Winland method, b) Hydraulic Flow unit method, c) Lucia method, d) Lorenz method
شکل 8- نمودار درصد فراوانی گونه‌های سنگی تعیین‌شده در میدان B، چاه X2. a) روش وینلند؛ b) روش واحد جریان هیدرولیکی؛ c) روش لوسیا؛ d) روش لورنز
Fig 8- Frequency percentage chart of rock types in B field, well X2. a) Winland method, b) Hydraulic flow unit method, c) Lucia method, d) Lorenz method
جدول 3- میزان بین تخلخل و تراوایی در گونه‌های سنگی
Table 3- The amount of between porosity and permeability for rock types
|
میدان A |
-RT1 |
-RT2 |
-RT3 |
-RT4 |
-RT5 |
-RT6 |
-RT7 |
|
Winland |
80/0 |
70/0 |
80/0 |
90/0 |
80/0 |
95/0 |
- |
|
RQI-FZI |
80/0 |
90/0 |
80/0 |
80/0 |
90/0 |
80/0 |
- |
|
Lucia |
30/0 |
80/0 |
80/0 |
85/0 |
60/0 |
- |
- |
|
Lorenz |
90/0 |
80/0 |
90/0 |
80/0 |
- |
- |
- |
|
میدان B |
-RT1 |
-RT2 |
-RT3 |
-RT4 |
-RT5 |
-RT6 |
-RT7 |
|
Winland |
30/0 |
90/0 |
80/0 |
50/0 |
70/0 |
50/0 |
60/0 |
|
RQI-FZI |
30/0 |
90/0 |
80/0 |
80/0 |
50/0 |
70/0 |
- |
|
Lucia |
90/0 |
1 |
90/0 |
90/0 |
40/0 |
- |
- |
|
Lorenz |
90/0 |
80/0 |
85/0 |
90/0 |
- |
- |
- |
جدول 4- توزیع ریزرخسارهها در گونه‌های سنگی
Table 4- Distribution of microfacies in rock types
|
میدان A |
MF-RT1 |
MF-RT2 |
MF-RT3 |
MF-RT4 |
MF-RT5 |
MF-RT6 |
MF-RT7 |
|
Winland |
3،5،6،7 |
1،2،3،4،5،7 |
1،3،4،5،6،7 |
1،3،4،5 |
3،4،5،6،7 |
2،3،5،7 |
- |
|
RQI-FZI |
1،3،4،5 |
1،2،3،4،5،6،7 |
1،2،3،4،5،6،7 |
1،3،4،5،6،7 |
1،3،4،5،7 |
2،3،5،7 |
- |
|
Lucia |
1،2،3،5،7 |
1،2،3،4،5 |
3،4،5 |
1،3،4،5،7 |
1،3،4،5،6،7 |
- |
- |
|
Lorenz |
5،7 |
5،7 |
1،2،3،5،6،7 |
1،2،3،4،5،7 |
- |
- |
- |
|
میدان B |
MF-RT1 |
MF-RT2 |
MF-RT3 |
MF-RT4 |
MF-RT5 |
MF-RT6 |
MF-RT7 |
|
Winland |
1،2،3،5 |
1،2،4 |
1،3،4،6 |
1،2،3،6 |
1،2،3،4،6 |
1،2،3،4،5،6 |
3،4،5،6 |
|
RQI-FZI |
1،2،3،5 |
1،2،4 |
1،2،3،4،6 |
1،2،3،4،6 |
1،2،3،4،5،6 |
2،3،4،5،6 |
- |
|
Lucia |
1،2،3،6 |
1،2،3،4،5،6 |
1،2،3،4،5،6 |
1،2،3،4،5،6 |
1،2،3 |
- |
- |
|
Lorenz |
2،3،4 |
2،4،6 |
2،3،4،5،6 |
1،2،3،4،5،6 |
- |
- |
- |
جدول 5- میانگین تخلخل و تراوایی در گونه‌های سنگی
Table 5- Mean porosity and permeability of rock types
|
میدان A |
Poro.Perm RT1 |
Poro.Perm RT2 |
Poro.Perm RT3 |
Poro.Perm RT4 |
Poro.Perm RT5 |
Poro.Perm RT6 |
Poro.Perm RT7 |
|
Winland |
0.06-%8.61 |
0.15-%6.69 |
0.35-%4.02 |
0.99-%4.67 |
2.84-%3.16 |
8.02-%30.01 |
- |
|
RQI-FZI |
0.60-%8.61 |
0.15-%9.03 |
0.18-%4.56 |
0.84-%4.55 |
1.44-%2.62 |
8.14-%3.67 |
- |
|
Lucia |
4.31-%5.44 |
0.58-%6.61 |
0.55-%8.05 |
0.54-%10.86 |
0.21-%14.48 |
- |
- |
|
Lorenz |
10.85-%15.80 |
2.40-%14.18 |
0.79-%8.49 |
0.075-%2.40 |
- |
- |
- |
|
میدان B |
Poro.Perm RT1 |
Poro.Perm RT2 |
Poro.Perm RT3 |
Poro.Perm RT4 |
Poro.Perm RT5 |
Poro.Perm RT6 |
Poro.Perm RT7 |
|
Winland |
0.02-%7.63 |
0.21-%6.71 |
1.30-%10.79 |
5.04-%13 |
21.94-%15.07 |
154.13-%17.59 |
2133.73-%25.51 |
|
RQI-FZI |
0.02-%7.45 |
0.21-%6.71 |
1.90-%11.86 |
14.42-%14.79 |
102.22-%16.87 |
1578.22-%21.97 |
- |
|
Lucia |
30.95-%7.02 |
533.57-%14.68 |
414.15-%19.13 |
19.80-%20.88 |
0.07-%10.11 |
- |
- |
|
Lorenz |
2635.96-%32.28 |
677.37-%27.95 |
94.92-%20.42 |
4.40-%8.71 |
- |
- |
- |
شکل 9- نمودار‌های مربوط به روش‌های تعیین گونه‌های سنگی در میدان B
Fig 9- Diagrams related to methods of determining rock types in B field
شکل 10- توزیع خصوصیات رسوبی، پتروفیزیکی نوع تخلخل‌ها و گونه‌های سنگی در میدان A
Fig 10- Sedimentological, petrophysical, pore types and rock types of A field
شکل 11- توزیع خصوصیات دیاژنزی و نگار گاما میدان A
Fig 11- Distribution of diagenetic impacts and gamma log of A field
شکل 12- توزیع خصوصیات رسوبی، پتروفیزیکی نوع تخلخل‌ها و گونه‌های سنگی در میدان B
Fig 12- Sedimentological, petrophysical, pore types and rock types of B field
شکل 13- توزیع خصوصیات دیاژنزی و نگار گاما در میدان B
Fig 13- Distribution of diagenetic impacts and gamma log of B field
بحث
با بررسی و مطالعۀ ستون چینه‌شناسی و پتروفیزیکی توالی مدنظر در شکل‌های 7 و 8، لیتولوژی غالب در میدان A، سنگ‌آهک به‌همراه دولومیت (دولستون) و در میدان B، لیتولوژی غالب دولومیت است. تشکیل بسیار کم شکستگی، فراوانی کم انحلال به‌همراه فراوانی زیاد میکرایتی‌شدن، نوشکلی، زیستآشفتگی و انیدریت پرکنندۀ حفرات و تشکیل دولومیت‌های دانه‌شکری و خودشکل به‌صورت غالب در نمونه‌های میدان A، درمجموع نشان‌دهندۀ کیفیت مخزنی کم و ضعیف در ریزرخسارهها در طول توالی‌اند.
بیشترین فراوانی رخساره‌ها در میدان A مربوط به رخساره‌های شمارۀ 3 و 5 است، در حالی که در میدان B، بیشترین فراوانی مربوط به رخساره‌های شمارۀ 1، 2 و 3 است (شکل‌های 3 و 4). درنتیجه در هر دو میدان، رخساره‌های مربوط به لاگون بیشترین فراوانی را دارند؛ اما در میدان B که بر کمان قرار دارد، رخساره‌های کم‌عمق‌تر نیز فراوانی زیادی دارند. این تفاوت تا حدی است که رخساره‌های جزر و مدی در میدان B تقریباً دو برابر میدان A هستند. شایان ذکر است که سکوی کربناتۀ پرمین-تریاس شمالی-جنوبی بوده است (Insalaco et al. 2006)؛ اما موقعیت میدان‌های مطالعه‌شده نسبت‌به یکدیگر شرقی-غربی است. به عبارت دیگر، عمق آب از نگاه موقعیت میدان در حوضۀ ته‌نشست، می‌بایست یکسان بوده باشد. درنتیجه در هر دو میدان رخساره‌های مرتبط با محیط کم‌عمق لاگونی گسترش فراوانی دارند، در حالی که در میدان B، رخساره‌های کم‌عمق‌تری نهشته شده است. بررسی محیط رسوبی نیز مسئلۀ مشابهی را نشان می‌دهد. فراوان‌ترین محیط‌های رسوبی در میدان A، لاگون و شول رو به خشکی است، در حالی که در میدان B، رخساره‌های جزر و مدی و لاگونی فراوانی بیشتری دارند. میکرایتی‌شدن فراوان در نزدیکی مرز در میدان A نشان‌دهندۀ محیطی آرام با شوری مناسب برای زیست موجودات است. در میدان B، عمق کم و تبخیر زیاد سبب شده است تا شرایط زیست موجودات فراهم نشود. همچنین فرآیند زیستآشفتگی در نزدیکی مرز میدان B مشاهده نشده است که تأیید دیگری بر این مطلب است. سیمان‌های هم‌ضخامت نیز در میدان B تشکیل نشده است؛ زیرا این رسوبات مدت‌زمان زیادی را در محیط دریایی سپری نکرده‌اند و عمق آب به‌سرعت کاهش یافته است. در هر دو میدان، سیمان انیدریت پایین‌تر از مرز مشاهده می‌شود که عمق کم آب را نشان می‌دهد. نوشکلی در محیط دیاژنز جوی به‌سبب عمق کمتر آب، در میدان B نزدیک به مرز بیشتر است. انحلال فراوان دانه‌ها در این میدان و مشاهده‌نکردن این پدیده در میدان A، دلیل دیگری بر تأثیر دیاژنز جوی بر رسوبات نزدیک به مرز در میدان B است. فرآیندهای دیاژنز دفنی در هر دو میدان به‌طور یکسان مشاهده می‌شود. مقایسۀ مجموع فرآیندهای دیاژنزی در دو میدان، عمق کمتر آب را در زمان ته‌نشست در میدان B نشان می‌دهد.
بین 7 گروه ریزرخسارۀ شناسایی‌شده در میدان A، رخسارۀ MF6 با فراوانی 4.17% (کمترین فراوانی را در بین ریزرخسارهها)، بیشترین میانگین تخلخل و رخسارۀ MF3 با فراوانی 20% بیشترین میانگین تراوایی را دارند. دولومیت‌های غالب تشکیل‌شده در میدان A از نوع دانه‌شکری و خودشکل است که خود نشان‌دهندۀ تشکیل در محیط دیاژنزی تدفینی عمیق بوده و مدت‌زمان لازم برای شکل‌گیری دولومیت‌ها وجود داشته و به درشت‌شدن بلور دولومیت‌ها منجر شده است (Amel et al. 2015; Fallah-Bagtash et al. 2020; Enayati-Bidgoli and Navidtalab 2020). فراوانی زیاد انحلال و وجودنداشتن زیستآشفتگی به‌همراه فراوانی کم میکرایتی‌شدن، نوشکلی، انیدریت پرکنندۀ حفرات، سیمانی‌شدن و تشکیل دولومیکرایت و دولومیت‌های غیرخودشکل در نمونه‌های میدان B بیانگر کیفیت مخزنی زیاد و مطلوب نمونه‌های این میدان در توالی مطالعه شده‌اند. در میدان B بین 6 گروه ریزرخسارۀ شناسایی‌شده، رخسارۀ MF6با فراوانی 8.62% بیشترین میانگین تخلخل و MF5 با فراوانی 6.90% (کمترین فراوانی را در بین ریزرخسارهها)، بیشترین میانگین تراوایی را دارند. انحلال در میدان B در مقایسه با میدان A بیشتر در نمونه‌ها رخ داده است. نتایج افزایش انحلال در میدان B را از میزان میانگین تخلخل و تراوایی در گروه ریزرخسارهها (جدول 3) می‌توان دریافت. میانگین تخلخل و تراوایی در ریز ریزرخساره‌های میدان B بسیار بیشتر از میدان A است. دولومیت‌های تشکیل‌شده در این میدان در مقایسه با میدان A دانه‌ریز و حاکی از شکل‌گیری در یک محیط دیاژنز دریایی با مدت‌زمان کم برای شکل‌گیری است. مدل تشکیل این نوع از دولومیت‌های دانه‌ریز و فاقد شکل که به محیط اولیه نزدیک‌ترند، عمق آب کمتری برای تشکیل نیاز دارند و مربوط به محیط‌های کم‌عمق زیر جزر و مدی و ریفی‌اند، مدل نشتی-برگشتی (Seapage-Reflux Model) است (Tucker 1994; Amel et al. 2015; Fallah-Bagtash et al. 2020; Enayati-Bidgoli and Navidtalab 2020).
بیشترین میانگین تخلخل و تراوایی گونه‌های سنگی در میدان A و B در جدول 6 نمایش داده شده است. در میدان A در روش وینلند، گونۀ سنگی شمارۀ 6 (RT6) با کمترین فراوانی 5.43%، روش شاخص کیفیت مخزنی ( 6،RT2)، گونۀ سنگی شمارۀ 2 با فراوانی %18.48 دارای بیشترین میانگین تخلخل است؛ اما تراوایی کمی دارد که نشان‌دهندۀ حضور تخلخل‌های قالبی غیر‌مرتبط با یکدیگر است. گونۀ سنگی شمارۀ 6 با کمترین فراوانی 7.61%، بیشترین میانگین تراوایی و تخلخل را دارد که نشان‌دهندۀ تخلخل‌های حفره‌ای بسیار کم در این میدان است. در روش لوسیا ( 5،RT1) گونۀ سنگی شمارۀ 1 با فراوانی 13.19% بیشترین میانگین تراوایی را دارد. میزان کم تخلخل بیانگر وجود تخلخل‌های حفره‌ای است که به میزان خیلی کم در این میدان تشکیل شده‌اند. گونۀ سنگی شمارۀ 5 با فراوانی 12.09%، بیشترین میانگین تخلخل را به‌همراه تراوایی کم دارد و حاکی از حضور تخلخل‌های قالبی غیر‌مرتبط است. در روش لورنز گونۀ سنگی شمارۀ 1 (RT1) با کمترین فراوانی 5.49% دارای بالاترین کیفیت مخزنی و میانگین تخلخل و تراوایی است. در میدان B در روش وینلند گونۀ سنگی شمارۀ 7 (RT7) با فراوانی 10.31%، روش شاخص کیفیت مخزنی گونۀ سنگی شمارۀ 6 (RT6) با فراوانی 14.29%، روش لوسیا ( 4،RT2) گونۀ سنگی شمارۀ 2 با بیشترین فراوانی 26.80%، بیشترین میانگین تراوایی و گونۀ سنگی شمارۀ 4 با فراوانی 14.43% بیشترین میانگین تخلخل را دارند. گونۀ سنگی شمارۀ 1 (RT1) با فراوانی 7.22% در روش لورنز بیشترین میانگین تخلخل و تراوایی را دارد. از نتایج به دست آمده می‌توان دریافت که حضور کمان قطر و کاهش عمق آب منجر شده است که میدان B واقع به روی کمان قطر در شرایط آب و هوایی گرم و خشک اواخر پرمین، تحت آثار شدید فرآیند تبخیر قرار گیرد و در بخش پایینی افزایش ته‌نشست دولومیت و انیدریت و در بخش بالایی افزایش انحلال در آن صورت گرفته است. متوسط درصد حضور دولومیت و انیدریت در این میدان به ترتیب 88.10% و 11.22% است. در میدان A متوسط درصد تشکیل دولومیت و انیدریت کمتر از میدان B است، به‌گونه‌ای که میزان دولومیت و انیدریت تشکیل‌شده در آن به ترتیب 38.14% و 4.65% است که حاکی از عمیق‌بودن محیط دیاژنز و نبود تبخیر شدید در میدان A است. حضور کمان قطر و عمق آب کمتر به تبخیر در آنها منجر شده و درمجموع کیفیت مخزنی مطلوب و بالاتری را برای ریز ریزرخساره‌های میدان B در مقایسه با ریز ریزرخساره‌های میدان A ایجاد کرده است. در چندین مطالعه نیز کیفیت مخزنی در بخش مرکزی حوضۀ خلیج‌فارس، بالا دیده شده است (Amel et al. 2015; Jafarian et al. 2017, a; Kakemem et al. 2018; Tavakoli and Jamalian 2019).
نتیجه
در میدان A، 7 گروه ریز‌رخساره و در میدان B، 6 گروه ریز‌رخساره در قالب 4 کمربند رخساره‌ای شناسایی شدند. فراوانی رخساره‌های کم‌عمق‌تر در میدان B نشان‌دهندۀ عمق کمتر آب در زمان ته‌نشست است.
تغییرات تدریجی ریزرخسارهها و تشکیل و حضور ریز ریزرخساره‌های کم‌عمق حاکی از رسوب‌گذاری در یک محیط رمپ کربناتۀ هم‌شیب است. هر دو میدان این محیط رسوبی را نشان می‌دهند.
فرآیندهای دیاژنزی شناسایی‌شده در هر دو میدان متعلق به محیط‌های دریایی، جوی و تدفینی‌اند. فرآیندهای دیاژنزی تأثیر‌گذار در میدان A از نوع میکرایتی‌شدن، نوشکلی، دولومیتی‌شدن (دانه‌شکری)، سیمانی‌شدن حاشیه‌ای هم‌ضخامت ظریف و تشکیل انیدریت‌های پرکنندۀ حفرات‌اند. در میدان B از نوع دولومیتی‌شدن (دولومیکرایت، غیرخودشکل)، انحلال (قالبی، حفره‌ای)، تشکیل نودول‌های انیدریت و میکرایتی‌شدن‌اند. میکرایتی‌شدن کمتر، وجودنداشتن آثار زیستآشفتگی و سیمان‌های هم‌ضخامت، فراوانی بیشتر فرآیند نوشکلی و انحلال فراوان در میدان B، همگی نشان‌دهندۀ عمق کمتر محیط ته‌نشست در این میدان است.
میانگین تخلخل و تراوایی (کیفیت مخزنی) در ریزرخساره‌های میدان B درمجموع بیشتر از میدان A است.
در میدان A تخلخل و تراوایی در نمونه‌های نزدیک به مرز خیلی بیشتر است و با دورشدن از مرز در نمونه‌ها کاهش پیدا می‌کند.
در میدان A بیشترین میانگین تخلخل متعلق به روش وینلند و گونۀ سنگی شمارۀ 6 (RT6) و بیشترین میانگین تراوایی مربوط به روش لورنز و گونۀ سنگی شمارۀ 1 (RT1) است. در میدان B بیشترین میانگین تخلخل و تراوایی در گونه‌های سنگی تعیین‌شده متعلق به متد لورنز و گونۀ سنگی شمارۀ 1 (RT1) است.
تحلیل گونه‌های سنگی تعیین‌شده به روش وینلند بیانگر این است که در میدان A درصد زیادی از نمونه‌ها دارای قطر گلوگاه کوچک‌اند، در صورتی که توزیع نمونه‌ها در میدان B حاکی از فراوانی نمونه‌هایی با قطر گلوگاه متوسط و به‌ویژه بزرگ در این میدان‌اند. این داده‌ها انحلال بیشتری را در اثر عمق کمتر آب و تأثیر بیشتر دیاژنز جوی نشان می‌دهند.
تحلیل‌های صورت‌گرفته در روش واحد جریان هیدرولیکی در میدان A در مقایسه با توزیع نمونه‌های در میدان B، نشان‌دهندۀ کمتربودن کیفیت مخزنی این میدان است. با توجه به اینکه کیفیت مخزنی در عضو مطالعه‌شده بیشتر تحت تأثیر انحلال و دولومیتی‌شدن بوده است، هر دو فرآیند در عمق کمتر در زمان ته‌نشست رسوبات میدان B، بیشتر اثر کرده است.
تحلیل نتایج تعیین گونه‌های سنگی به روش لوسیا در میدان A در مقایسه با میدان B به‌گونه‌ای است که نمونه‌های غیرمخزنی در این میدان دارای بیشترین درصد فراوانی‌اند. در میدان B تمرکز عمده مربوط به نمونه‌های کلاس‌های 1 (دانه‌پشتیبان) و 2 (پکستون دانه‌پشتیبان) طبقه‌بندی لوسیا است. در میدان A توزیع نمونه‌ها در هر سه کلاس به‌صورت تقریباً یکسان و یکنواختی صورت گرفته است. این مسئله انرژی بالاتر را در زمان ته‌نشست در میدان B اثبات می‌کند که در کنار دیاژنز جوی بیشتر، به کیفیت مخزنی بالاتر منجر شده است.
بررسی و تحلیل نتایج حاصل از تعیین گونه‌های سنگی به روش لورنز در هر دو میدان به‌صورت تقریباً مشابه و حاکی از این است که گونۀ سنگی شمارۀ 1، که دارای بالاترین کیفیت مخزنی است، در هر دو میدان کمترین درصد فراوانی را به خود اختصاص داده است. البته میزان درصد فراوانی گونۀ سنگی شمارۀ 1 در میدان B بیشتر از میدان A است.
از بررسی و تحلیل نهایی اطلاعات به دست آمده در دو میدان A و B می‌توان نتیجه گرفت که حضور کمان قطر به کاهش عمق آب و کمک به ایجاد کم‌عمق‌ترشدن محیط در میدان B منجر شده است. تحت شرایط آب و هوایی گرم و خشک اواخر پرمین، سطح آب دریا با تأثیر توأم حضور کمان بیشتر کاهش یافته است و برخلاف اینکه لایۀ تبخیری (انیدریت) تشکیل شود، در اثر کاهش سطح آب دریا، آب‌های جوی قادر به ایجاد انحلال‌های گسترده شده‌اند.
تشکیل دولومیت‌های دانه‌ریز، افزایش انحلال (قالبی و حفره‌ای)، تشکیل نودول‌های انیدریت و کیفیت مخزنی مطلوب‌تر در میدان B در مقایسه با میدان A نتیجه‌ای از حضور کمان قطر و قرارگیری میدان B بر آن است.
[1] Maokou
[2] Sichuan
[3] Mao
[4] Leshan-Longnüsi
[5] Dengying Sinian
[6] Yadana
[7] Coefficient of Determination
[8] R Squared
[9] Reservoir Quality Index-RQI
[10] Rock Fabric Number-RFN
[11] Line of Perfect Equality
)
