Organic facies and organic petrographic characteristics of the Pabdeh Formation in the Kilur-Karim Oilfield, SW Iran

Document Type : Research Paper

Authors

1 Department of Petroleum Geology and Sedimentary basins, Faculty of Earth Sciences, Shahid Chamran University of Ahvaz, Ahvaz, Iran.

2 Department of Petroleum Geology and Sedimentary Basins, Faculty of Earth Sciences, Shahid Chamran University of Ahvaz, Ahvaz, Iran.

Abstract

Abstract
In this research, the organic matter present in the Pabdeh Formation is investigated using Rock-Eval pyrolysis and organic petrographic techniques. For this purpose, a total of 22 cutting samples were collected at 50-meter intervals from 3 wells in the Kilur-Karim Oilfield. According to hydrogen index (HI) versus maximum temperature (Tmax) diagrams, the Pabdeh Formation in this oilfield contains type II/III kerogen, with thermal maturity corresponding to the early stages of hydrocarbon generation. In general, according to the Rock-Eval pyrolysis data, the middle parts of the Pabdeh Formation show a higher potential for hydrocarbon generation. On the other hand, organic petrography results show that samples from the middle parts of the Pabdeh Formation contain high amounts of amorphous organic matter along with solid bitumen. In addition, the upper and lower parts of this formation contain lower amounts of organic matter and mainly have abundant fossil content. A combination of results from two analytical techniques reveals that the Pabdeh Formation in the Kilur-Karim Oilfield contains a relatively organic-rich zone in the middle, which is surrounded by organic-poor facies above and below. These results can be helpful for a better understanding of the organic facies and palaeodepositional environments of the Pabdeh Formation in the study area.
Keywords: Pabdeh Formation, Organic petrography, Organic facies, Kilur-Karim Oilfield
 
 
Introduction
In this study, the organic geochemical characteristics of the Pabdeh Formation in the Kilur-Karim Oilfield have been investigated using the Rock-Eval pyrolysis and organic petrography methods. The Kilur-Karim Oilfield is one of the hydrocarbon fields located in the southern Dezful Embayment, which is located in the vicinity of the Bibi Hakimeh Oilfield about 40 km north of the Persian Gulf. This oilfield generally has a northwest-southeast trend and is separated from the Bibi Hakimeh structure by a thrust from the north side.
It is worth mentioning that in previous studies, the organic geochemistry of the Pabdeh Formation has been investigated using different geochemical techniques (such as Rock-Eval pyrolysis and gas chromatography-mass spectrometry analyses) and also modeling techniques (Alizadeh et al. 2012, 2020; Karimi et al. 2016; Vatandoust et al. 2020; Safaei-Farouji et al. 2021). However, microscopic studies have not been conducted on this formation so far. Therefore, the organic petrographic characteristics of the Pabdeh Formation remain largely undocumented in the Zagros Basin. The purpose of the present study is to investigate the organic matter contained in the Pabdeh Formation using organic petrographic techniques in order to better understand its Palaeodepositional environments. In addition, organic petrographic results are used in combination with the Rock-Eval pyrolysis data to throw light on the organic facies of the Pabdeh Formation.
 
Materials & Methods
In this study, a total of 22 cutting samples from the Pabdeh Formation were analyzed using a Rock-Eval 6 pyrolysis instrument. The Rock-Eval 6 device is one of the most cost-effective laboratory methods for the geochemical evaluation of hydrocarbon source rocks and for the evaluation of thermal maturity (Lafargue et al. 1998). Among the advantages of this device are raising the analysis temperature to about 850 degrees centigrade, measuring the amount of total organic carbon (TOC) with higher accuracy, as well as distinguishing between organic and inorganic carbon (Behar et al. 2001). In this study, the standard method (Espitalié et al. 1977; Peters 1986) was followed for Rock-Eval pyrolysis. The cutting samples were taken at regular intervals of 50 meters from the studied wells. Since the Pabdeh Formation in the studied wells was drilled with oil-based mud, to remove the effects of contamination, first the samples were washed using a solvent (diluted chloroform) or detergent and placed in the oven for 72 hours. In the next step, the allochthonous organic matter (such as mica pieces and iron shavings) was separated from the samples. The cleaned samples were pulverized into pieces smaller than 80 microns using a mortar and 50 to 70 mg of them were subjected to the Rock-Eval pyrolysis.
This analytical method provides valuable data, including numbers of peaks, that enable geochemists to infer the amount, type and maturity of the organic matter.
One of the applications of the data derived from the Rock-Eval pyrolysis is to plot HI data either in front of the oxygen index (OI) or Tmax data (Hunt 1996). These diagrams are used to determine the type of organic matter and thermal maturity respectively (Tissot and Welte 1984; Dembicki 2009). In addition, data from the Rock-Eval pyrolysis can be used for drawing geochemical logs, which provide an opportunity to investigate the vertical and lateral changes in geochemical characteristics (Peters and Cassa 1994; Peters 1986).
A number of geochemical parameters are calculated based on the raw data provided by the Rock-Eval device. The HI is calculated from the ratio of S2 to the TOC and the OI is calculated from the ratio of S3 to the TOC. Finally, the hydrocarbon generation potential is calculated using the ratio of the S1/(S1+S2) (Behar et al. 2001).
In this research, after carefully investigating the results from the Rock-Eval pyrolysis (22 samples of Pabdeh Formation), a total of 10 samples were selected for organic petrographic studies. For this purpose, polished pellets were prepared according to standard methods (Taylor et al. 1998). At first, the cuttings were placed inside the epoxy resin in a way that the resin penetrated into the space between all the particles. Then, an activator was added to the prepared mixture and after hardening, the surface of the samples was polished (Bustin et al. 1983). For organic petrographic inspection, the polished pellets were examined using a Zeiss-AxioPlan-II reflective microscope under 100x magnification and in oil immersion.
 
Discussion of Results & Conclusion
We report the results of Rock-Eval pyrolysis and organic petrography of samples related to the Pabdeh Formation in three wells of the Kilur-Karim Oilfield. According to the HI versus OI diagram, this formation contains type II/III kerogen, which is at the beginning of the hydrocarbon generation window. According to diagrams of S1+S2 versus TOC, the hydrocarbon generation potential of the Pabdeh Formation in this oilfield is fair to good. The relatively high values of S2 and TOC in the middle parts of the Pabdeh Formation indicate that these parts are richer than the lower and upper parts. Based on organic petrographic observations, the middle parts of the Pabdeh Formation were deposited under anoxic conditions and contain significant amounts of amorphous organic matter. The upper and lower parts of this formation were deposited under oxic conditions and contain lower concentrations of organic matter. These results support the conclusion that the middle parts of the Pabdeh Formation contain a distinct type of organic facies, which has higher hydrocarbon generation potential. On the other hand, the lower and upper parts of the Pabdeh Formation are characterized by poor organic facies with limited generative potential. Our results suggest that this pattern of organic facies variation within the Pabdeh Formation is mainly controlled by the palaeo-depositional conditions.
As a result, it can be concluded that only the middle parts of the Pabdeh Formation in the studied oilfield have hydrocarbon generation potential. These results can be helpful not only for modeling hydrocarbon systems, but they are also very important in reconstructing the palaeodepositional conditions during the deposition of the Pabdeh Formation.

Keywords

Main Subjects

Full Text

مقدمه

در این مطالعه، خصوصیات ژئوشیمیایی آلی سازند پابده در میدان نفتی کیلورکریم بررسی شده است (شکل1). میدان نفتی کیلورکریم، یکی از میدان‌های هیدروکربنی واقع در فروافتادگی دزفول جنوبی است که در مجاورت میدان نفتی بی‎‍بی‎‍حکیمه و در حدود 40 کیلومتری شمال خلیج‎‍فارس قرار گرفته است (شکل1). این میدان به‎‍طور کلی، روند شمال‎‍غربی ـ جنوب‎‍شرقی دارد و با یک راندگی از طرف شمال، از ساختمان بی‎‍بی حکیمه جدا شده است (شکل1).

 

 

 

شکل 1- موقعیت مکانی میدان نفتی کیلورکریم در حوضۀ زاگرس و چاه‎‍های مطالعه‌شده در این میدان‌

Fig 1- Generalized geographic location of the Kilur-Karim Oilfield and the approximate location of the wells selected for the purpose of this study‌

 

 

شایان ذکر است که در مطالعات پیشین، ژئوشیمی آلی سازند پابده، با استفاده از روش‎‍های ژئوشیمیایی مختلف (همانند روش پیرولیز راک ـ ایول و کروماتوگرافی گازی ـ طیف‎‍سنجی جرمی)[1] و همچنین با استفاده از روش‌های مدل‌سازی بررسی شده است (Alizadeh et al. 2020; Alizadeh et al. 2012; Karimi et al. 2016; Safaei-Farouji et al. 2021; Vatandoust et al. 2020)؛ اما تاکنون مطالعات میکروسکوپی، برای بررسی دقیق‎‍تر اجزای آلی و ارزیابی پتروگرافی آلی سازند پابده، انجام نشده است. هدف از انجام مطالعۀ حاضر، بررسی مواد آلی موجود در سازند پابده، با استفاده از روش‎‍های پتروگرافی آلی و تخمین شرایط رسوبی دیرینة این سازند است. علاوه بر این، استفاده از نتایج پتروگرافی آلی در کنار نتایج پیرولیز راک ـ ایول، امکان بررسی رخسارة‌‌ آلی سازند پابده را نیز فراهم کرده است.

 

زمین‎‍شناسی منطقۀ ‌مطالعه‌شده

میدان نفتی کیلورکریم، یکی از میدان‌های هیدروکربنی واقع در فروافتادگی دزفول جنوبی است که در مجاورت میدان نفتی بی‎‍بی‎‍حکیمه و در حدود 40 کیلومتری شمال خلیج‎‍فارس قرار گرفته است (شکل1). به‎‍طور کلی روند کلی این میدان، شمال‎‍غربی ـ جنوب‎‍شرقی است و با یک راندگی از طرف شمال، از ساختمان بی‎‍بی حکیمه جدا شده است. در محل برخورد گسل با محور ساختمانی کیلورکریم، جابه‌جایی قائم تقریباً 100 متر است. سنگ منشأ پابده، جوان‎‍ترین سنگ ‎‍منشأ موجود در فروافتادگی دزفول است که در بیشتر قسمت‎‍های فروافتادگی دزفول، به پختگی لازم برای تولید هیدروکربن نرسیده است (Bordenave 2014; Motiei 1993). این سازند در فروافتادگی دزفول، در محیط احیایی و مناسبی برای تشکیل سنگ‎‍منشأ رسوب کرده است (Bordenave and Huc 1995).

 

 

 

شکل 2- ستون چینه‎‍شناسی مربوط به دورۀ ترشیاری و کرتاسه در حوضۀ زاگرس (James and Wynd 1965)‌

Fig 2- Chrono-stratigraphic chart of the Tertiary-Cretaceous time intervals in the Zagros basin of Iran (James & Wynd 1965).

 

 

مرز زیرین سازند پابده با سازند گورپی، یک ناپیوستگی دارد و مرز بالایی آن با سازند آسماری، به‎‍صورت تدریجی است (Motiei 1993). از‌نظر تکامل تکتونواستراتیگرافی[2]، ته‎‍نشینی این سازند در یک حوضة پیش‎‍خشکی انجام شده است که با یک برآمدگی از حوضة‌ اقیانوسی[3] تتیس جدا می‎‍‌شد (Alipour 2023). به‎‍طور کلی، سازند پابده در چاه‎‍های‌ مطالعه‌شده از میدان کیلورکریم، ضخامتی حدود ۲۵۰ تا ۳۰۰ متر دارد و از تناوب مارل و آهک تشکیل شده است.

 

مواد و روش‎‍ها

روش پیرولیز راک ـ‌ ایول

در این مطالعه، ۲۲ نمونۀ خردۀ حفاری از سازند پابده با استفاده از دستگاه راک ـ ایول 6‌ آنالیز شد. این نمونه‎‍ها با فواصل منظم ۵۰ متری از چاه‌ مطالعه‌شده برداشته شدند. دستگاه راک ـ ایول 6 یکی از مقرون به‌صرفه‌ترین روش‎‍های آزمایشگاهی برای ارزیابی سنگ ‎‍منشأ و اندازه‎‍گیری مقدار کربن آلی[4] است (Lafargue et al. 1998). از‌جمله مزایای این دستگاه، بالابردن دمای آنالیز تا حدود 850 درجۀ سانتی‎‍گراد، اندازه‎‍گیری مقدار کل کربن آلی با دقت بالاتر و قدرت تمایز میان کانی‎‍های کربناتی و کربن معدنی[5] است (Behar et al. 2001).

برای انجام پیرولیز راک ـ ایول در این مطالعه، از روش استاندارد (Espitalié et al. 1977; Peters 1986) تبعیت شده است. با توجه به اینکه سازند پابده در چاه‎‍های‌ مطالعه‌شده با گل پایۀ روغنی[6] حفاری شده است، برای رفع آثار آلودگی، ابتدا نمونه‎‍ها‌ با استفاده از حلال (کلروفورم رقیق شده)[7] یا دیترجنت شسته و به مدت 72 ساعت، در داخل آون قرار داده شد؛ در قدم بعدی، هر گونه مواد نابرجا[8] (مانند قطعات میکا و براده‎‍های آهن) از داخل نمونه‎‍های خرده‎‍های حفاری جدا شدند؛ سپس این نمونه‎‍ها با استفاده از هاون چینی به قطعات ریزتر از ۸۰ میکرون پودر و مقدار ۵۰ تا ۷۰ میلی‎‍گرم از آنها به‎‍منظور ارزیابی ژئوشیمیایی به‌وسیله‌ی پیرولیز راک ـ ایول آنالیز شدند.

یکی از کاربردهای داده‎‍های حاصل از پیرولیز راک ـ ایول، پلات‌کردن داده‎‍های شاخص هیدروژن[9] در مقابل داده‎‍های شاخص اکسیژن[10] و یا داده‎‍های Tmax است (Hunt 1996). از این نمودارها برای تعیین نوع مادۀ آلی و ارزیابی میزان بلوغ حرارتی[11]‌ استفاده می‌شود (Dembicki 2009; Tissot and Welte 1984). همچنین با استفاده از داده‎‍های به ‎‍دست آمده از روش پیرولیز راک ـ ایول،‌ لاگ‎‍های ژئوشیمیایی[12] ‌ترسیم‌ و به این ترتیب تغییرات عمودی و جانبی خصوصیات ژئوشیمیایی بررسی شد (Peters and Cassa 1994; Peters 1986).

علاوه بر این، تعداد زیادی از پارامترهای ژئوشیمیایی نیز با دستگاه راک ـ ایول اندازه‎‍گیری یا محاسبه می‎‍شوند. به‎‍طور خلاصه، پیک S1، بیانگر مقدار هیدروکربن‎‍های آزاد[13] در نمونه است که در دمای300 درجۀ سانتی‎‍گراد تبخیر ‌و در واحد میلی‎‍گرم هیدروکربن در هر گرم سنگ بیان می‎‍شود (Behar et al. 2001; Hunt 1996). پیکS2 ، بیانگر مقدار هیدروکربن‎‍هایی است که در دمای300 تا600 درجۀ سانتی‎‍گراد در اثر تجزیۀ کروژن و ترکیبات سنگین‎‍تر مانند رزین‎‍ها و آسفالتن‎‍ها آزاد می‎‍شوند. پیک S3، بیانگر ترکیبات اکسیژن‎‍داری است که در دمای390 تا 600 درجۀ سانتی‎‍گراد، تجزیه‌ و با واحد میلی‎‍گرم در هر گرم سنگ نمایش داده می‎‍شود (Behar et al. 2001). داده‎‍های  Tmaxبیانگر میزان دمایی‌اند که پیک S2 ، پیشینۀ خود را در آن نشان می‎‍دهد و به‎‍عنوان یک پارامتر نسبتاً مناسب برای ارزیابی بلوغ حرارتی نمونۀ سنگ‎‍منشأ استفاده می‎‍شود (Lafargue et al. 1998). شاخص هیدروژن، از نسبت S2 به مقدار کل کربن آلی و شاخص اکسیژن، از نسبت S3 به مقدار کل کربن آلی محاسبه می‎‍شود. در‌نهایت، شاخص پتانسیل هیدروکربن‎‍زایی[14]، حاصل نسبت S1/(S1+S2) است (Behar et al. 2001).

 

روش پتروگرافی آلی

هدف از پتروگرافی آلی، تخمین میزان بلوغ حرارتی، شناسایی انواع مختلف مواد آلی و فراوانی آنها و در‌نهایت پی‌بردن به وجود یا ‌ وجودنداشتن هیدروکربن‎‍های مهاجرت‌یافته[15] در لایه‎‍های شیلی غنی از مواد آلی است (Hackley et al. 2020; Taylor et al. 1998). به‎‍طور کلی، مادۀ آلی پراکنده[16] در شیل‎‍های سیاه‌، به دو دستة ماسرال‎‍های اولیه و ماسرال‎‍های ثانویه تقسیم‌ می‎‍شوند (شکل3) (Mastalerz et al. 2018). ماسرال‎‍های اولیه (شامل ویترینایت، اینرتینایت، لیپتینایت و زوکلاست‎‍ها)، در زمان رسوب‎‍گذاری و هم‌زمان با تشکیل زمینۀ معدنی ته‎‍نشین می‎‍شوند (Liu et al. 2022) و در مقایسه، ماسرال‎‍های ثانویه نتیجۀ دگرسانی ماسرال‎‍های اولیه در طول بلوغ حرارتی‌اند (Liu et al. 2022; Mastalerz et al. 2018).

 

 

 

شکل 3- نام‌گذاری مواد آلی اولیه و ثانویه با استفاده از روش‌های ژئوشیمی آلی و پتروگرافی آلی (Mastalerz et al. 2018)‌

Fig 3- Classification of primary and secondary macerals based on organic geochemistry and organic petrographic methods (Mastalerz et al. 2018)‌

 

 

به‎‍طور کلی، ماسرال ویترینایت، از گیاهان عالی زمینی مشتق شده است (Taylor et al. 1998). این ماسرال‎‍ها پتانسیل زایش نفت پایینی دارند و معمولاً مستعد زایش گاز متان‌اند (Peters and Cassa 1994). ماسرال ویترینایت، به‎‍صورت تیپیک وکروژن نوعIII طبقه‎‍بندی شده است (Stach et al. 1982). معمولاً از انعکاس ویترینایت[17] برای ارزیابی بلوغ حرارتی مواد آلی موجود در سنگ‎‍های منشأ هیدروکربنی استفاده می‎‍شود (Liu et al. 2020; Taylor et al. 1998).

ماسرال اینرتینایت، از مادۀ آلی آواری[18] مشتق می‎‍شود (Taylor et al. 1998). این ماسرال‎‍ها، تقریباً هیچ پتانسیلی برای زایش هیدروکربن ندارند و به‎‍صورت تیپیک و کروژن نوع IV طبقه‎‍بندی می‌شوند (Stach et al. 1982). وقوع آتش‎‍سوزی دیرینه یا اکسیداسیون مواد آلی قبل از رسوب‎‍گذاری، از‌جمله مهم‎‍ترین عواملی است که باعث به وجود آمدن ماسرال‎‍های اینرتینایت در سنگ‎‍های منشأ‌ می‎‍شود (Alipour et al. 2021; Taylor et al. 1998).

ماسرال‎‍های گروه لیپتینایت، عموماً توان نفت‎‍زایی بالایی دارند و به‎‍صورت تیپیک و کروژن نوع I و II طبقه‎‍بندی می‎‍شوند (Mastalerz et al. 2018). از‌جمله ماسرال‎‍های لیپتینایت که به‎‍طور رایج در شیل‎‍های‎‍ غنی از مواد آلی دیده می‎‍شوند، به آلژینایت[19] و مادۀ آلی آمورف[20]‌ اشاره می‌شود (Mastalerz et al. 2018). شایان ذکر است که مادۀ آلی آمورف، بیتومینایت[21] یا آمورفینایت[22] نیز نامیده می‎‍شود (Mastalerz et al. 2018). در حقیقت، مادة‌ آلی آمورف، به مادۀ آلی بدون ساختار در شیل‎‍های سیاه گفته می‎‍شود که از بقایای تخریب‌شدۀ فیتوپلانکتون‎‍ها، بقایای حاصل از مرگ و میر زئوپلانکتون‎‍ها و اجساد حاصل از توده‎‍های باکتریایی مشتق‎‍ شده است (Pickel et al. 2017; Teng et al. 2021).

مواد آلی ثانویه، شامل بیتومن جامد[23] و پیروبیتومن[24] است (شکل 3) (Mastalerz et al. 2018). از دیدگاه پتروگرافی آلی، سالیدبیتومن و پیروبیتومن، زمانی مایعات با گرانروی بالا بوده‌ و بعدها به‎‍صورت مواد جامد، فضای خالی بین و درون دانه‎‍های معدنی را پر کرده‌اند (Hackley et al. 2018; Liu et al. 2020; Mastalerz et al. 2018; Teng et al. 2021).

در مطالعة‌ حاضر، پس از بررسی داده‎‍های حاصل از پیرولیز راک ـ ایول از چاه1 (۲۲ نمونۀ خردۀ حفاری مربوط به سازند پابده)، تمامی ۱۰ نمونه برای انجام مطالعات پتروگرافی آلی انتخاب شدند (جدول ۱). برای این منظور،قرص‎‍های صیقلی مطابق با روش‎‍های استاندارد، در آزمایشگاه زمین‎‍شناسی نفت دانشگاه شهید چمران اهواز تهیه شدند (Taylor et al. 1998). خرده‎‍های حفاری در ابتدا، در داخل چسب رزین اپوکسی[25] قرار داده شدند تا رزین به فضای میان تمام ذرات نفوذ کند؛ سپس یک فعال‎‍ساز به ترکیب تهیه‌شده اضافه‌ و بعد از سفت‌شدن، سطح نمونه‎‍ها صیقل داده شد (Bustin et al. 1983). برای انجام مطالعات پتروگرافی آلی در این مطالعه، قرص‎‍های صیقلی تهیه‌‌شده با استفاده از میکروسکوپ انعکاسی مدل Zeiss-AxioPlan-II موجود در آزمایشگاه نفت دانشگاه شهید چمران اهواز، با بزرگ‌نمایی 100 برابر و به حالت مستغرق در روغن امرسیون[26] ‌مطالعه شد.

 

نتایج

نتایج حاصل از پیرولیز راک ـ ایول

نتایج حاصل از آنالیز راک ـ ایول، نمونه‎‍های سازند پابده در میدان کیلورکریم، نشان‎‍دهندۀ حضور نسبتاً چشمگیر مواد آلی در سازند ‌ مطالعه‌شده است که به‎‍صورت مقادیر TOC‌ در محدودة 20/۰ تا 2۵/2 و مقادیر S2 در محدودة‌ 70/0 تا 75/۸ ثبت شده‎‍اند (جدول ۱).

به‌منظور اطمینان از حضور هیدروکربن‎‍های برجا و‌ آغشته‌نشدن نمونه‎‍ها به هیدروکربن‎‍های نابرجا، از نمودار S1 در مقابل TOC استفاده شده است (شکل a4). در این نمودار نسبت خط S1/TOC معادل ۵/۱ است. مقادیر کمتر از آن، نشان‌دهندۀ هیدروکربن‎‍های برجا و بالاتر از این مقدار، دلالت بر وجود هیدروکربن‎‍های نابرجاست (Hunt 1996). بر این اساس، مقادیر پایین S1 در مقابل مقادیر بالای TOC، وجود هیدروکربن‎‍های برجا را نشان می‎‍دهد. طبق این نمودار، در چاه‎‍های مربوط به میدان‌ مطالعه‌شده، هیچ‌گونه آثاری از هیدروکربن‎‍های نابرجا و مهاجرت‌یافته در سازند پابده مشاهده نمی‎‍شود و هیدروکربن‎‍ها مربوط به خود سنگ‎‍منشأ هستند‌ (شکل a4).

به‌منظور ارزیابی پتانسیل هیدروکربن‎‍زایی سازند پابده در این میدان، از نمودار تغییرات S2 در مقابل TOC استفاده شده است (شکلb 4). بر‌اساس این نمودار، پتانسیل هیدروکربن‎‍زایی سازند پابده در چاه‎‍های مربوط به میدان کیلورکریم،‌ گسترۀ وسیعی از متوسط تا خوب دارد (شکل b4).

 

جدول ۱- نتایج حاصل از پیرولیز راک ـ ایول نمونه‎‍های سازند پابده در چاه1 از میدان نفتی کیلورکریم (نمونه‎‍های انتخاب‌شده برای مطالعات پتروگرافی آلی، با علامت ستاره مشخص شده‎‍اند)

Table 1- Results from Rock-Eval pyrolysis of Pabdeh samples from well#1 of the Kilur-Karim Oilfield (Samples selected for organic petrographic studies, are shown with asterisk)

Formation

Oilfield

Well No.

Depth (m)

PI

(S1/S1+S2)

S1

(mg HC/g rock)

S2

(mg HC/g rock)

Tmax (֯C)

HI

(mg HC/g TOC)

OI

(mg CO2/g TOC)

TOC (wt%)

Pabdeh

Kilur-Karim

KK-1

2802*

0.17

0.65

3.23

433

434

110

0.74

2849*

0.14

1.2

7.34

436

419

87

1.75

2903*

0.18

1.49

6.65

433

481

74

1.38

2948*

0.15

1.44

8.25

435

521

94

1.58

3043*

0.18

0.92

4.25

436

431

76

0.99

KK-2

3070

0.27

0.26

0.7

434

390

205

0.18

3121

0.31

0.42

0.95

433

272

107

0.35

3169*

0.31

0.79

1.74

433

331

63

0.52

3224*

0.21

1.17

4.4

437

519

40

0.85

3278*

0.12

0.86

6.52

436

496

50

1.31

3320*

0.19

0.83

3.44

437

439

75

0.78

3368

0.33

0.38

0.76

438

256

175

0.3

KK-4A

2916

0.37

1.71

2.92

435

267

72

1.09

2936

0.33

2.05

4.07

430

333

89

1.22

2956

0.25

1.29

3.82

433

353

93

1.08

2976

0.2

2.15

8.74

437

387

67

2.26

2996*

0.38

1.35

2.19

435

152

79

1.44

3016

0.22

1.71

6.13

434

374

80

1.64

3036

0.17

1.4

6.63

435

364

100

1.82

3056

0.11

0.99

7.67

434

340

104

2.26

3076

0.26

0.75

2.15

439

235

223

0.92

3116

0.32

0.62

1.3

438

163

216

0.8

Note: * = Samples selected for organic petrography

 

 

با توجه به اینکه بیشتر نمونه‎‍های‌ مطالعه‌شده از سازند پابده در میدان کیلورکریم، مقادیر شاخص هیدروژن بالاتر از 300 دارند، براساس نمودار HI در مقابل OI، عمدۀ کروژن موجود در نمونه‎‍های سازند پابده از نوع II/III است که با وجود مواد آلی آمورف در نمونه‎‍ها هم‎‍خوانی دارد (شکلa5). علاوه بر این، با توجه به قرائت‎‍های بالاتر از ۴۳۳ درجه برای پارامتر Tmax، بیشتر نمونه‎‍های سازند پابده در چاه‎‍های مطالعه‌شده، در مراحل ابتدایی ورود به پنجرۀ نفتی قرار دارد. این نکته به‎‍خوبی در نمودار HI در مقابل Tmax ‌مشاهده‌شدنی است (شکل b5).

 

 

 

 

 

 

شکل 4- نمودار S1+S2 در مقابل TOC (a) و نمودار S1 در مقابل TOC (b) برای مقایسۀ رخداد هیدروکربن‎‍های برجا و نابرجا در چاه‎‍های‌ مطالعه‌شده از میدان نفتی کیلورکریم‌

Fig 4- Diagrams of S1+S2 versus TOC (a) and S2 versus TOC (b) for compare the autochthonous and allochthonous hydrocarbon in the studied wells from Kilur-Karim Oilfield‌

 

شکل 5- نمودار HI در مقابل OI برای تعیین نوع مادۀ آلی (a) و نمودار HI در مقابل Tmax (b)‌ برای ارزیابی بلوغ حرارتی نمونه‎‍های سازند پابده در چاه‎‍های مطالعه‌شده از میدان نفتی کیلور کریم‌

Fig 5- Diagrams of HI versus OI (a) and HI versus Tmax (b) for determining the type and thermal maturity of the organic matter of the Pabdeh Formation in Kilur-Karim Oilfield‌

 

 

علاوه بر این، بررسی داده‎‍های حاصل از پیرولیز راک ـ ایول نمونه‎‍های سازند پابده به‎‍صورت عمودی در امتداد چاه‎‍های‌ مطالعه‌شده (شکل 6)‌، نشان می‎‍دهد‌ تغییرات S2 منطبق بر تغییرات TOC است. بر‌اساس این تغییرات، یک بخش غنی از مادة آلی در بخش‎‍های میانی سازند پابده قرار دارد که دارای بالاترین مقادیر از دو پارامتر مذکور است (شکل 6).

 

شکل 6- تغییرات عمودی در داده‎‍های حاصل از پیرولیزراک ـ ایول نمونه‎‍های مربوط به سازند پابده در چاه‎‍های مطالعه‌شده از میدان کیلورکریم‌

Fig 6- Vertical variations in the Rock-Eval pyrolysis data of the Pabdeh Formation in studied well from the Kilur-Karim Oilfield‌

 

 

نتایج حاصل از پتروگرافی آلی

نتایج به ‎‍دست آمده از مطالعات پتروگرافی آلی بر‌ نمونه‎‍های ‌مطالعه‌شده از سازند پابده، نشان دادند که بخش‎‍های بالا و پایین سازند پابده عمدتاً‌ رخسارۀ فقیر از مادۀ آلی (شکل 7)‌‌ و بخش‎‍های میانی آن‌ رخسارۀ نسبتاً غنی از مادۀ آلی (شکل 8)‌ دارد. به‎‍ عبارت دیگر، نمونه‎‍های مربوط به بخش‎‍های بالا و پایین سازند پابده،‌ مقدار ناچیزی از مواد آلی آمورف دارند و عمدتاً در بر دارندۀ مقادیر زیادی از بقایای فسیلی‌اند (شکل 7). در این بخش‌ها، پیریت معمولاً به‎‍صورت شکل‎‍دار[27] دیده می‎‍شود (شکل7). همچنین از‌لحاظ سنگ‎‍شناسی، بخش‎‍های مذکور عمدتاً از آهک تشکیل می‌شوند و زمینه نیز به رنگ روشن دیده می‎‍شود (شکل 7).

در مقابل، بخش‎‍های میانی سازند پابده،‌ مقادیر درخور توجهی از مواد آلی آمور‌ف‌اند و پیریت‎‍های موجود در نمونه‎‍های مربوط به این بخش‎‍ها، عمدتاً به‎‍صورت فرمبوئید[28] دیده می‎‍شوند (شکل 8). حضور مقادیر چشمگیری از بیتومن جامد در مجاورت مواد آلی آمورف در این قسمت‎‍ها، نشان‎‍دهندۀ آن است که این نمونه‎‍ها به بلوغ نسبتاً کافی برای زایش هیدروکربن رسیده‎‍اند. شایان ذکر است که وجود پیریت فرمبوئید در سنگ‎‍های منشأ، دلالت بر استمرار شرایط احیایی[29] دارند و معمولاً همراه با حفظ‎‍شدگی بالای مادۀ آلی در داخل سنگ‌اند (Alipour 2022). این بخش‌ها از‌نظر سنگ‎‍شناسی، به رنگ قهوه‎‍ای تیره دیده می‎‍شوند و عمدتاً از مارل تشکیل شده‎‍اند (شکل 8).

با توجه به نتایج حاصل از پتروگرافی آلی (شکل 7 و 8)، سازند پابده در میدان کیلورکریم، یک بخش نسبتاً‌ غنی از مواد آلی دارد که به‌وسیلۀ بخش‎‍های فقیرتر در بالا و پایین احاطه شده است. این نتیجه‎‍گیری به‌خوبی با نتایج حاصل از پیرولیز راک ـ ایول (شکل 5 و 6) نیز هم‎‍خوانی دارد. همچنین شایان ذکر است که نتایج حاصل از پتروگرافی آلی، نشانگر حضور بیتومن جامد در بخش‎‍های مختلف از سازند پابده است (شکل 8). حضور این مواد آلی در داخل نمونه‎‍های‌ مطالعه‌شده، شاهدی بر شروع فرآیند هیدروکربن‎‍زایی از سازند پابده در میدان‌ مطالعه‌شده است. البته این گفته با نتایج به دست آمده از پیرولیز راک ـ ایول (شکلb5) هم‎‍خوانی کامل دارد.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

شکل 7- تصاویر میکروسکوپی نمونه‎‍های فقیر از مادۀ آلی سازند پابده در چاه‌ 1 (نمونه‎‍های a, b, c از اعماق 2802 و 3043 متر) و در چاه ‌۲ (نمونه‎‍های d, e, f از اعماق 3169 و 3320 متر) (مستغرق در روغن و بزرگ‌نمایی100 برابر) (تحت نور انعکاسی)‌

Fig 7- Microscopic photomicrographs from organic-poor facies of the Pabdeh Formation at well-1 (a, b, and c from 2849 and 3043 meters) and well-2 (d, e, and f from 3169 and 3320 meters) (Oil immersion view 100×) (under reflected light)‌

 

 

شکل 8- تصاویر میکروسکوپی نمونه‎‍های غنی از مادۀ ‎‍آلی سازند پابده در چاه‌ 1 (نمونه‎‍های a, b, c از اعماق 2849، 2903 و 2948 متر)، چاه‌ ۲ (نمونه‎‍های d, e, f از در اعماق 3224 و 3278 متر) و چاه‌ ۴ (نمونه‎‍های g, h, i از عمق 2996 متر) (مستغرق در روغن و بزرگ‌نمایی 100 برابر) (تحت نور انعکاسی)‌

Fig 8- Microscopic photomicrographs from organic-rich sections of the Pabdeh Formation at well-1 (a, b and c respectively from depths 2849 m, 2903 m and 2948 m), well-2 (d, e and f from depths 3224 m and 3278 m) and well-4A (g, g and h from 2996 m) (Oil immersion view 100×) (under reflected light)‌

 

نتیجه‎‍

براساس نتایج حاصل از پیرولیز راک ـ ایول و پتروگرافی آلی نمونه‎‍های مربوط به سـازند پابده در ۳ چاه از میدان نفتی کیلورکریم، پتانسیل هیدروکربن‎‍زایی سازند پابده در این میدان ضعیف تا نسبتاً خوب است. طبق نمودارهای HI در مقابل OI، این سازند دارای کروژن نوع II/III است و در ابتدای ورود به پنجرۀ هیدروکربن‎‍زایی قرار دارد. بر‌اساس نمودار S2 در مقابل TOC، پتانسیل زایش هیدروکربن نمونه‎‍های سازند پابده در این میدان، در محدودۀ متوسط تا خوب قرار دارد. همچنین بالا‌بودن مقادیر S2 و TOC در بخش میانی سازند پابده، نشان‌دهندة غنی‌بودن این بخش‌ها نسبت‌به بخش‎‍های زیرین و بالایی سازند است. بر‌اساس مطالعات پتروگرافی، قسمت میانی سازند پابده با زمینۀ تیرة مارلی در محیط نسبتاً احیایی تشکیل‌ می‌شود و‌ مقادیر درخور توجهی از مواد آلی آمورف دارد. قسمت‎‍های بالا و پایین این سازند، با زمینۀ آهک روشن در محیط اکسیک ته‎‍نشین شده است و‌ مقادیر ناچیزی از مادۀ آلی دارد؛ در‌نتیجه، فقط بخش میانی سازند پابده در میدان‌ مطالعه‌شده،‌ پتانسیل هیدروکربن‎‍زایی دارد و می‎‍تواند در تغذیة‌ احتمالی سیستم‎‍های هیدروکربنی در حوضة زاگرس نقش داشته باشد. این نتایج، نه‎‍تنها برای مطالعات مدل‌سازی سیستم‎‍های هیدروکربنی‌ راهگشاست،‌ در بازسازی شرایط محیط رسوبی دیرینة سازند پابده نیز بسیار حائز اهمیت است.

 

[1] Gas Chromatography-Mass Spectrometry (GCMS)

[2] Tectono-stratigraphy

[3] Oceanic basin

[4] Total Organic Carbon (TOC)

[5] Mineral Carbon

[6] Oil-based mud

[7] Diluted chloroform

[8] Allochthonous

[9] Hydrogen Index (HI)

[10] Oxygen Index (OI)

[11] Thermal maturity

[12] Geochemical Logs

[13] Free hydrocarbons

[14] Production Index (PI)

[15] Migra-bitumen

[16] Dispersed organic matter

[17] Vitrinite reflectance (VRO%)

[18] Terrigenous organic matter

[19] Alginite

[20] Amorphous organic matter (AOM)

[21] Bituminite

[22] Amorphinite

[23] Solid bitumen

[24] Pyro-bitumen

[25] Epoxy resin

[26] Immersion oil

[27] Euhedral pyrite

[28] Framboidal pyrite

[29] Anoxic conditions

References

Alipour M. 2022. Organic facies and paleo-depositional environments of the Aptian-Albian Kazhdumi source rock in the Zagros Basin of Iran. Marine and Petroleum Geology, 145: 105887.
Alipour M. 2023. Collision along irregular plate margin controlled the tectono-stratigraphic evolution of the Iranian Zagros fold and thrust belt. Marine and Petroleum Geology, 154: 106311.
Alipour M. Alizadeh B. Jahangard A. A. and Gandomi-Sani A. R. 2021. Wildfire events at the Triassic-Jurassic boundary of the Tabas Basin, Central Iran. International Journal of Coal Science and Technology, 8: 897-907.
Alizadeh B. Opera A. Kalani M. and Alipour M. 2020. Source rock and shale oil potential of the Pabdeh Formation (Middle-Late Eocene) in the Dezful Embayment, southwest Iran. Geologica Acta, 18: 1-22.
Alizadeh B. Sarafdokht H. Rajabi M. Opera A. and Janbaz M. 2012. Organic geochemistry and petrography of Kazhdumi (Albian-Cenomanian) and Pabdeh (Paleogene) potential source rocks in southern part of the Dezful Embayment, Iran. Organic Geochemistry, 49: 36-46.
Behar F. Beaumont V. and Penteado H. D. B. 2001. Rock-Eval 6 technology: performances and developments. Oil and Gas Science and Technology, 56(2): 111-134.
Bordenave M. L. 2014. Petroleum systems and distribution of the oil and gas fields in the Iranian part of the Tethyan region. In: Marlow L. Kendall C. and Yose L. (Eds.), Petroleum Systems of the Tethyan Region. American Association of Petroleum Geologists Memoir, 106: 505-540.
Bordenave M. L. and Huc A. Y. 1995. The Cretaceous source rocks in the Zagros foothills of Iran. Revue Institut Français du Pétrole, 50: 727-753.
Bustin R. M. Cameron  A. I. Grieve  D. A. and Kalkreuth W. D.  1983. Coal petrology, its principals, methods and applications, Geological Association of Canada, 230 p.
Dembicki H. J. 2009. Three common source rock evaluation errors made by geologists during prospect or play appraisals. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 93(3): 341-356.
Espitalié J. Laporte J. L. Madec M. Marquis F. Leplat P. Paulet J. and Boutefeu A. 1977. Méthode rapide de caractérisation des roches mètres, de leur potentiel pétrolier et de leur degré d'évolution. Oil and Gas Science and Technology, 32(1): 23-42.
Hackley P. C. Valentine B. J. and Hatcherian J. J. 2018. On the petrographic distinction of bituminite from solid bitumen in immature to early mature source rocks. International Journal of Coal Geology, 196: 232-245.
Hackley P. C. Zhang T. Jubb A. M. Valentine B. J. Dulong F. T. Hatcherian J. J. J. M. and Geology P. 2020. Organic petrography of Leonardian (Wolfcamp A) mudrocks and carbonates, Midland Basin, Texas. The fate of oil-prone sedimentary organic matter in the oil window. Marine and Petroleum Geology, 112:104086.
Hunt J. M. 1996. Petroleum geochemistry and geology, WH Freeman and Company, 734 p.
James G. and Wynd J. 1965. Stratigraphic nomenclature of Iranian oil consortium agreement area. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 49(12): 2182-2245.
Karimi A. R. Rabbani A. R. Kamali M. R. and Heidarifard M. H. 2016. Geochemical evaluation and thermal modeling of the Eocene–Oligocene Pabdeh and Middle Cretaceous Gurpi formations in the northern part of the Dezful Embayment. Arabian Journal of Geosciences, 9(5): 423.
Lafargue E. Marquis F. and Pillot D. 1998. Rock-Eval 6 applications in hydrocarbon exploration, production, and soil contamination studies. Oil and Gas Science and Technology, 53(4): 421-437.
Liu B. Mastalerz M. and Schieber J. 2022. SEM petrography of dispersed organic matter in black shales. A review: Earth-Science Reviews, 224: 103874.
Liu B. Teng J. Mastalerz M. and Schieber J. 2020. Assessing the thermal maturity of black shales using vitrinite reflectance: Insights from Devonian black shales in the eastern United States. International Journal of Coal Geology, 220: 103426.
Mastalerz M. Drobniak A. and Stankiewicz A. 2018. Origin, properties, and implications of solid bitumen in source-rock reservoirs: A review. International Journal of Coal Geology, 195: 14-36.
Motiei H. 1993. Stratigraphy of Zagros, in Hushmandzadeh A. (Ed.), Treatise of Geology of Iran, Volume 1: Tehran, Geological Survey of Iran, p 536.
Peters K. E. and Cassa M. R. 1994. Applied source rock geochemistry. In: Magoon L. and Dow W. G. (Eds.), Petroleum system-From source to trap, American Association of Petroleum Geologists Memoir, 96: 93-120.
Peters K. E. 1986. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis. AAPG Bulletin, 70(3): 318-329.
Pickel W. Kus J. Flores D. Kalaitzidis S. Christanis K. Cardott B. Misz-Kennan M. Rodrigues S. Hentschel A. and Hamor-Vido M. 2017. Classification of liptinite–ICCP System 1994. International Journal of Coal Geology, 169: 40-61.
Safaei-Farouji M. Kamali M. R. and Hakimi M. H. 2021. Hydrocarbon source rocks in Kazhdumi and Pabdeh formations - A quick outlook in Gachsaran oilfield, SW Iran. Petroleum Exploration and Production Technology, 12:1489-1507.
Stach E. Mackowsky M. T. Teichmuller M. Taylor G. Chandra D. and Teichmuller R. 1982. Stach's textbook of coal petrology, Berlin, Gebruder, Borntraeger, 535 p.
Taylor G. H. Teichmüller M. Davis A. Diessel C. Littke R. and Robert P. 1998. Organic Petrology, Berlin, Gebruder Borntraeger, 704 p.
Teng J. Mastalerz M. and Liu B. 2021. Petrographic and chemical structure characteristics of amorphous organic matter in marine black shales: Insights from Pennsylvanian and Devonian black shales in the Illinois Basin. International Journal of Coal Geology, 235: 103676.
Tissot B. P. and Welte D. H. 1984. Petroleum formation and occurrence: a new approach to oil and gas exploration, Springer Science & Business Media, 723 p.
Vatandoust M. Faghih A. Asadi S. Azimzadeh A. M. and Heidarifard M. H. 2020, Study of hydrocarbon generation and 1D-2D modeling of hydrocarbon migration at the Karanj and Parsi oilfields, Southern Dezful Embayment, SW Iran. Marine and Petroleum Geology, 113: 104095.
Journal of Stratigraphy and Sedimentology Researches
Volume 39, Issue 3 - Serial Number 92
Journal of Stratigraphy and Sedimentology Researches , Vol. 39, Issue 3, No. 92, Autumn 2023
October 2024
Pages 1-14

Files

Share

How to cite

Statistics