نوع مقاله : مقاله پژوهشی
نویسندگان
1 کارشناسیارشد گروه حوضۀ رسوبی، دانشکدۀ علوم زمین، دانشگاه شهید بهشتی، تهران، ایران
2 استادیار، گروه حوضههای رسوبی و نفت، دانشکدۀ علوم زمین، دانشگاه شهید بهشتی، تهران، ایران
3 دانشیار، گروه حوضههای رسوبی و نفت، دانشکدۀ علوم زمین، دانشگاه شهید بهشتی، تهران، ایران
4 دکتری تخصصی، ادارۀ مطالعات سیستمهای هیدروکربنی، مدیریت اکتشاف شرکت ملی نفت ایران، تهران، ایران
5 کارشناسیارشد، ادارۀ مطالعات سیستمهای هیدروکربنی، مدیریت اکتشاف شرکت ملی نفت ایران، تهران، ایران
چکیده
کلیدواژهها
عنوان مقاله [English]
نویسندگان [English]
Abstract
In this study, one and two-dimensional models of petroleum systems were constructed in the internal part of the Fars region. Based on the results obtained from one-dimensional modeling and the study of thermal maturation history, the Sarchahan Formation is considered the main source rock of the Paleozoic petroleum system, which started hydrocarbon generation about 130 to 140 million years ago. The liquid hydrocarbon content in wells A and B is estimated to be 720 and 5100 (Kg/m2) respectively, and the gas hydrocarbon content is estimated to be 70 and 600 (Kg/m2). Furthermore, based on the results of two-dimensional modeling, the younger petroleum system source rocks such as the Cretaceous and younger source rocks are thermally immature and have not entered into the oil window. According to the migration modeling results, the most important factor in the movement of hydrocarbon fluids prior to the Zagros orogeny is vertical migration in the career layers, but after this orogeny and tectonic compression, the horizontal migration component has also become active.
Keywords: Petroleum system Modeling, Burial history, Source rock, Fars internal region
Introduction
The petroleum system modeling functions as a powerful tool in the process of hydrocarbon exploration, where regional studies and simulation of subsurface processes can significantly assist in identifying traps and exploration targets. A petroleum system consists of various elements including source, reservoir and cap rocks, hydrocarbon traps, and processes such as generation, migration, and hydrocarbon accumulation. Modeling of petroleum systems is divided into one-, two-, and three-dimensional (1–3D) based on the specific objectives and available data. One-dimensional modeling, nowadays, is used as a computational method based on measured data to indirectly evaluate the maturity of source rocks and determine the oil and gas generation window. For a better understanding of the petroleum system, especially during hydrocarbon generation in the source rock and subsequent expulsion of hydrocarbon molecules, one-dimensional modeling has special applications. The purpose of this study is to construct 1D and 2D models of the petroleum system of two fields located in the Internal Fars with the use of data from two exploration wells and a 2D structural section in order to determine the liquid and gas hydrocarbon content generated from the source rock, as well as the migration pathways of various hydrocarbons over geological timescales.
Material & Methods
The first step in one-dimensional modeling is to create a well and input relevant data such as well name, geographical coordinates (longitude and latitude), final depth, and rotary table height in the dedicated section. The next step is to input data related to different layers, including information such as layer name, depth, thickness, and age of the layers, palaeo water depth, erosion rate or non-deposition time, lithology related to each formation, the role of each layer in the regional petroleum system, temperature data, and finally, geochemical data such as total organic carbon (TOC) and kinetic data related to potential source rocks. =The TOC and hydrogen index values should be considered initially to ensure calculations are performed with minimal error. In order to simulate a sedimentary basin, the following parameters need to be defined for each event or geological layer. After constructing and running the one-dimensional model, calculations related to temperature and maturity are calibrated using measured data, and then the modeling results are extracted. These results include the burial history plot of strata at the well location and time plots of various parameters of source rock such as vitrinite reflectance, hydrocarbon generation and expulsion rates for potential source rocks in the study area. The first step in the two-dimensional modeling of the hydrocarbon system is to input the structural pattern (2D structural interpretation from seismic sections) into the software. To do this, depth lines representing layers with structural interpretations in the cross-sectional direction are first inputted into the software, and other layers are defined using the lithological pattern and isopach maps. In the software Open-Flow, it is necessary to reconstruct the layers up to the basement, so all successions and studied formations should be included in the model, from the surface and topographic layer to the basement. In this study, information on sedimentology, lithology, thickness and erosion rates of layers, palaeo-water depth, and organic geochemistry of two wells located in two gas fields was utilized. On the other hand, for determining the structural pattern of the study area, a 2D structural cross-section interpretation prepared perpendicular to the Zagros thrust trend was used. By constructing a 1D model in two selected wells, the maturity and hydrocarbon generation history of the source rocks were evaluated. Additionally, the heat flow of each well was calibrated with measured temperature data, and based on these data, a heat flow map was designed in the 2D models.
Discussion of Results & Conclusions
To achieve more accurate results in modeling, hypothetical layers from the bottom of each well to the top of the basement were considered. On the other hand, a layer reconstruction process was carried out for a portion of the Aghajari Formation which had partially eroded. Based on the data and various tested models, the thermal flow of the basin with a good match to the current well temperature was assumed to be a constant of 55 mw/m2. Considering the very good match between the measured temperature in the well and the calculated temperature in the model, the modeling results can be reliable. The obtained results showed that the Sarchahan Formation began hydrocarbon generation approximately 130 to 140 million years ago, with liquid hydrocarbon amounts of 720 and 5100 (Kg/m2) in wells A and B, respectively, and gas hydrocarbon amounts of 70 and 600 (Kg/m2) respectively. By constructing a 2D model in the selected structural section (perpendicular to the Zagros fold-thrust trend), migration and accumulation paths of hydrocarbons were identified. The results obtained from the 2D model indicate that the Paleozoic oil system was formed with the Sarchahan Formation as the source rock, the Dalan and Kangan formations as reservoir rocks, and the Dashtak Formation as the cap rock. The Sarchahan Formation is the most important source rock that charges the regional reservoirs, and the Cretaceous source rocks had a minimal role in hydrocarbon accumulation due to low maturity. The thermal maturity of the Sarchahan Formation is currently in the late oil window at the top parts of the anticlines and in the wet and dry gas window in the base of the synclines. According to the migration model results, hydrocarbon migration to the reservoirs has started from the Late Cretaceous. Prior to the Zagros orogeny and considering the results of structural reconstruction, there was no folding in the sediments, and throughout the section, the layers were stacked on top of each other like a Layer Cake. Therefore, before the orogeny, the most important factor in the movement of hydrocarbon fluid migration was vertical migration in the career layers. After the orogeny and folding, in addition to vertical migration, the horizontal migration component became active.
کلیدواژهها [English]
مقدمه
مدلسازی سیستم هیدروکربنی، همچون یک ابزار قدرتمند در فرآیند اکتشاف هیدروکربن عمل میکند، بهطوری که با استفاده از مطالعات ناحیهای و با انجام شبیهسازی فرآیندهای درون زمین، در شناسایی تلهها و اهداف اکتشافی کمک شایانی میکند (Magoon and Dow 1994) ( Lerche 1990). یک سیستم نفتی از عناصر مختلفی شامل سنگ منشأ، سنگ مخزن، سنگ پوش، تلۀ نفتی و فرآیندهایی نظیر زایش، مهاجرت و تجمع هیدروکربن تشکیل شده است (Magoon and Dow 1994). مدلسازی سیستمهای نفتی بنا به نوع اهداف مطرح و دادههای در دسترس به یک، دو و سهبعدی تقسیم میشود. مدلسازی یک بعدی، امروزه بهعنوان یک روش محاسباتی بر پایۀ دادههای اندازهگیریشده با هدف ارزیابی غیرمستقیم، میزان بلوغ سنگهای منشأ و تعیین پنجرۀ نفتزایی و گاززایی مطرح است. برای شناخت بیشتر از سیستم نفتی، بهخصوص در مرحلۀ زایش هیدروکربن در سنگ منشأ و سپس شکستهشدن مولکولهای هیدروکربن تشکیلشده، مدلسازی یک بعدی کاربرد ویژه دارد (Martins, Cerqueira et al. 2022).
مدلسازی دو بعدی سیستم هیدروکربنی، برای ارزیابی رفتار سنگهای منشأ، زایش، مهاجرت و تجمع هیدروکربن در دو بعد (برش ساختمانی) مطرح است. هیچکدام از مدلسازیهای حرارتی و یا مدلسازیهای 2 و 3 بعدی در حوضۀ رسوبی، مدلهای فرآیندی نیستند، چون در آنها فرآیندها بهصورت مولکول به مولکول شبیهسازی نمیشود و سلولهای خیلی بزرگتر، با اطلاعات خیلی کمتری نسبتبه دنیای واقعی ساخته میشود؛ بنابراین مدلها در بهترین حالت، یک برآورد کلی از واقعیتهاییاند که سلسله رخدادها و فرآیندها را بهطور تقریبی و بهصورت نیمهکلی، شبیهسازی میکنند (Perkins, Fraser et al. 2023). بهمنظور انجام مدلسازی یک بعدی و دو بعدی سیستم هیدروکربنی در محدودۀ فارس، از اطلاعات دو چاه و مقاطع ساختمانی موجود در ناحیۀ مطالعهشده استفاده شد (شکل1).
تاریخچۀ موضوع و پیشینۀ پژوهش در منطقۀ مطالعهشده
منطقۀ مطالعهشده در این پژوهش، بخشی از منطقۀ چینخوردۀ زاگرس در زون فارس است. از نگاه جغرافیایی، پهنۀ فارس به دو بخش فارس داخلی و فارس بیرونی تقسیم میشود. فارس بیرونی به دو زیر پهنۀ کوچکتر به نام فارس ساحلی و فارس به تقریب ساحلی تقسیم میشود (Motiei 1993) (شکل1). بسیاری از زمینشناسان، فارس را گسترۀ واقع در میان دو گسل کازرون در غرب و گسل میناب در شرق میدانند (Aghanabati 2004).
بخشی از ذخایر نفتی و گازی کشور، در پهنۀ فارس واقع شده است. منشأ اصلی این هیدروکربنها براساس پژوهشهای انجامشدۀ سنگ منشأ سرچاهان است. این سنگ منشأ در ناحیۀ فارس، یکی از سنگهای منشأ شناختهشدۀ منتسب به شیلهای سیلورین است که گازهای گروه دهرم از این رسوبات منشأ گرفتهاند (Saberi, Rabbani et al. 2016) (Ghavidel-Syooki 1996) (Bordenave 2008) (Bordenave 2014) (Lüning, Craig et al. 2000) (Ghavidel-syooki, Álvaro et al. 2011) (Bordenave and Hegre 2010) (Saberi, Rabbani et al. 2016) (Afshari and Rabbani 2006). قرارگرفتن این سازند در اعماق زیاد و رخنمون بسیار اندک، باعث محدودیت در شناخت آن شده است (Ghavidel-Syooki 1996)؛ از این رو برای تشخیص سنگ منشأ مؤثر در ناحیۀ فارس، مطالعات اندکی در ارتباط با مدلسازی سیستم هیدروکربنی بهوسیلۀ محققان انجام شده است که ازجمله مهمترین آنها، مدلسازی یک بعدی سیستم نفتی ناحیۀ فارس است که درنتیجۀ آن، سازند گدوان در محدودۀ قبل از پنجرۀ نفتزایی ارزیابی شد و بلوغنداشتن حرارتی این سنگ منشأ در بیشتر چاههای منطقۀ فارس، بهدلیل عمق تدفین کم و پایینبودن گرادیان زمان گرمایی بیان شد، بهطوری که این سازند نتوانسته است بهعنوان سنگ منشأ مؤثر در ناحیه عمل کند (Bijaripur et al. 2004). Saberi et al. (2016) با مدلسازی یک بعدی حوضۀ رسوبی در میدان گازی تابناک، منطقۀ فارس ساحلی و جمعآوری اطلاعات زمینشناسی، استفاده از تحلیل دادههای آنالیز راک-ایول و مدلسازی یک بُعدی با استفاده از نرمافزار پترومد، بر سه میدان در محدودۀ فارس ساحلی، با تخصیص دادههای TOC و HI برای سازند سرچاهان، مدل این سازند را سنگ منشأ هیدروکربنهای منطقه تشخیص داد و معین کرد که در 5 میلیون سال پیش، وارد پنجرۀ نفتی شده است و اکنون نیز در وضعیت فوق بالغ قرار دارد (Saberi et al. 2016). از سوی دیگر، مطالعۀ ژئوشیمیایی سازندهای فراقون، سرچاهان و سیاهو و بررسی نقش آنها در زایش گاز در ناحیۀ فارس و بندرعباس نشان داد که مواد آلی موجود در سازند سرچاهان، با لیتولوژی شیل در محیط دریایی و در شرایط نیمه احیا تا اکسیدی رسوب و این سازند، بهعنوان سنگ منشأ مؤثر در ناحیه عمل کرده است (Rabani et al. 2007). نتایج برخی از تحقیقات نشان داد سازند سرچاهان در منطقۀ تنگ زاکین از شیلهای تیره تشکیل شده است که این شیلها حاوی گراپتولیتهای فراوان و دارای مادۀ آلی تشکیلشده از کروژنهای نوع II و III است، بهطوری که بهعنوان سنگ منشأ مؤثر در ناحیه عمل کرده است (Tavallai et al. 2010).
شکل1- محدودۀ مطالعهشده در منطقۀ فارس
Fig 1- Study area in the Fars region
روش کار و شیوۀ انجام مطالعه
در کلیۀ مطالعات مدلسازی سیستم نفتی، عموماً مدلسازی یک بعدی در چاه، مدلسازی دو بعدی در برش ساختاری در دو بعد و مدلسازی سه بعدی براساس افقهای ساختاری در محدودۀ حوضه انجام میشود (Lerche 1990). ساخت و طراحی مدل مفهومی در ساخت مدلهای عددی، بسیار حائز اهمیت است. این مدلها بر پایۀ تعبیر و تفسیر دادههای زمینشناسی، ژئوفیزیکی و ژئوشیمیایی به دست میآیند. در فرآیند مدلسازی سیستم هیدروکربنی، باید مدل مفهومی در بر دارندۀ اجزای اصلی سیستم هیدروکربنی، نظیر تاریخچۀ سنگ منشأ، سنگهای معبر، سنگ مخزن، سنگ پوش و زمان باشد (Ghazban 2007). برای مدلسازی فرآیندهای زمینشناسی در مطالعات یک بعدی، باید از دادههای زمینشناسی، تاریخچۀ تدفین و بلوغ حرارتی استفاده کرد. اولین قدم در فرآیند مدلسازی، ایجاد یک مدل تصویری از تاریخچۀ زمینشناسی است که در آن یک توالی از رخدادها و یا لایههای زمینشناسی مانند رسوبگذاری، وقفه و فرسایش در محدودۀ زمانی مشخص (برحسب میلیون سال قبل) تعریف میشود (Hunt 1996). برای شبیهسازی حوضۀ رسوبی باید پارامترهای زیر برای هر رخداد یا لایۀ زمینشناسی تعریف شود: الف- رفتار فیزیکی و حرارتی هر لایه (ضخامت اولیه و ضخامت کنونی، سنگشناسی هر سازند، تخلخل کنونی، سیمانیشدن، شکستگیها و گسلها)؛ ب- شرایط مرزی فیزیکی و حرارتی سازندهای رسوبی (عمق دریا در حال و گذشته، دمای مربوط به مرز آب -رسوب در زمان رسوبگذاری، جریان حرارتی حال و گذشته)؛ پ- اطلاعات مربوط به مواد آلی موجود در رسوبات در حال حاضر و گذشته، نظیر کمیت و کیفیت مواد آلی؛ ت- دادههای مورد نیاز برای کالیبراسیون چاههای کلیدی، شامل دادههای اندازهگیریشدۀ معرفهای بلوغ حرارتی (Rabbani 2013).
این دادهها در یک برنامۀ کامپیوتری دربارۀ سناریوهای مختلف سیستم هیدروکربنی شبیهسازیشدنی و در صورت نیاز، تصحیحشدنیاند. در مطالعۀ حاضر، از نرمافزار مدلسازی OpenFlow بهمنظور بازسازی تاریخچۀ زمینشناسی استفاده شده است. فرآیند مدلسازی سیستم هیدروکربنی با استفاده از روش کار تهیهشده در شکل 2 انجام شد.
شکل 2- روش کار برای انجام مدلسازی سیستم هیدروکربنی
Fig 2- Methodology for petroleum system modeling
براساس روش کار (شکل 2)، دادهها به دو دسته دادههای ورودی و دادههای تطابقی (صحتسنجی) تقسیم میشوند. دادههای ورودی در بر گیرندۀ عمق رأس سازندها و سن مطلق واحدهای منتخب، برش عمقی ساختاری، مقاطع دو بعدی گسلها، نوع کینتیک و نوع کروژن سنگ منشأ، مقاطع تغییرات مقدار کل مواد آلی و اندیس هیدروژن، مقاطع رخسارۀ سنگشناسی، مقاطع تخلخل، نقشههای فرسایشی و مقاطع تغییرات عمق دیرینۀ آب دریاست. بهمنظور صحتسنجی مدلهای ساختهشده، از تطابق نتایج مدلسازی با برخی از دادههای واقعی استفاده میشود. این دادهها شامل مقادیر انعکاس ویترینایت، درجه حرارت، فشار درونچاهی و نوع هیدروکربن در میدانهاست.
نخستین مرحله در مدلسازی دو بعدی سیستم هیدورکربنی، واردکردن الگوی ساختمانی (تفسیر ژئوفیزیکی ساختمانی برش دو بعدی) در زمان حال به نرمافزار است. بهمنظور انجام مدلسازی دو بعدی سیستم هیدروکربنی در محدودۀ فارس، برش ساختمانی بهصورت عمود بر روند چینخوردگی زاگرس تهیه و بهوسیلۀ ادارۀ زمینشناسی سطحالارضی (بخش زمینشناسی ساختمانی) در مدیریت اکتشاف تأیید شد. برش عرضی مطالعهشده (شکل 3)، براساس تفاسیر خطوط لرزهای و ساختمانی ناحیۀ مطالعهشده بوده و تصحیح و تکمیل ساختمان در بخشهای عمدۀ آن، اعمال شده است. بازسازی ساختمانی برش مدنظر در ناحیۀ مطالعهشده، بهصورت مرحلهای و از جوانترین سازندها (آغاجاری) به قدیمیترین آنها (پالئوزوئیک زیرین) در نرمافزار Move انجام شد، نتایج با فرمت xyz (ASCII) به نرمافزار Open-flow منتقل و در برش مدنظر از اطلاعات دو چاه استفاده شد.
برای این منظور ابتدا خطوط عمقی رأس لایههایی که دارای تفسیر ساختمانی در راستای برشاند، به نرمافزار وارد و دیگر لایهها با استفاده از الگوی چینهشناسی و نقشههای همضخامت، تعریف میشوند. در نرمافزار Open-Flow لازم است که لایهها تا رأس پیسنگ بازسازی شوند، بنابراین باید از سطح زمین و لایۀ توپوگرافی تا لایۀ پیسنگ، تمامی سکانسها و سازندهای مطالعهشده در برش گنجانده شوند. در شکل3، الگوی ساختمانی در زمان حال، در راستای برش انتخابی ناحیۀ فارس واردشده به مدل، در محیط نرمافزار Open-Flow نمایش داده شده است. همانطور که از شکل مشخص است، تمامی لایهها از سطح تا رأس پیسنگ وارد شده است.
شکل 3- الگوی ساختمانی برش مطالعهشده در نرمافزار Open-Flow
Fig 3- The structural pattern of the section studied in the Open-Flow software
پس از ساخت الگوی ساختمانی، چینهشناسی از رسوبات عهد حاضر تا پیسنگ تکمیل و خصوصیات مختلف زمینشناسی در راستای برش مطالعهشده به هر لایه اعمال شد که عبارتاند از: 1- تغییرات لیتولوژی هر لایه (با استفاده از اطلاعات چاه و همچنین نقشۀ لیتولوژی مربوط به آن لایه در راستای برش)؛ 2- الگوی گسلهای مؤثر در طول برش؛ 3- سن رسوبگذاری هر لایه، دورههای نبود رسوبی و فرسایش؛ 4- عمق دیرینۀ آب[1] مربوط به هر لایه؛ 5- نقش لایههای مختلف در سیستم هیدروکربنی منطقه (سنگ منشأ، سنگ مخزن، پوش سنگ، روباره)؛ 6- تغییرات خصوصیات ژئوشیمیایی لایههای منشأ، شامل مقدار مواد آلی اولیه [2] و نوع کینتیک (کروژن) در طول برش؛ 7- اعمال تغییر ضخامت[3] هر لایه و بازسازی ساختمانی برش در طول زمان زمینشناسی. شکل 4، لیتولوژی مقطع مطالعهشده از رسوبات عهد حاضر را تا رأس پیسنگ، بههمراه گسلهای موجود در منطقه نمایش میدهد. شایان ذکر است که تمامی لیتولوژیها بهصورت کد وارد نرمافزار شده است. اطلاعات واردشده در مدل، در جدول 1 ارائه شده است.
جدول 1- اطلاعات زمینشناسی سازندهای واردشده در مدل
Table 1- Geological information of the formations included in the model
|
سازند |
سنگشناسی غالب |
ضخامت (متر) |
عمق آب دیرینه (متر) |
|
آغاجاری |
ماسهسنگ آهکدار |
460 |
0-0.1 |
|
میشان |
مارن و آهکهای رسی |
316 |
20-30 |
|
گچساران |
ژیپس و رسوبات تبخیری |
150 |
1-10 |
|
آسماری-جهرم |
آهک |
50 |
10-15 |
|
پابده |
مارن، آهک و شیل |
400 |
30-120 |
|
گورپی |
مارن و شیل |
19 |
120-200 |
|
ایلام |
آهکهای رسدار |
89 |
8-12 |
|
بخش شیلی لافان |
شیل |
44 |
20-30 |
|
سروک |
آهک |
100 |
10-12 |
|
کژدمی |
مارن، آهک رسی و شیل |
48 |
1-10 |
|
داریان |
آهک |
110 |
1-10 |
|
گدوان |
شیل |
50 |
1-10 |
|
فهلیان |
آهک |
402 |
1-10 |
|
سورمه |
سنگآهک دولومیتی و دولومیت |
450 |
25-45 |
|
نیریز |
شیل و سیلت |
38 |
0.5 |
|
دشتک |
دولومیت، شیل، انیدریت و آهک |
600 |
1 |
|
کنگان |
آهک دولومیتی، دولومیت و انیدریت |
200 |
20-30 |
|
دالان |
کربناته |
700 |
1-10 |
|
فراقون |
ماسهسنگ و سیلتستون |
132 |
0-1 |
|
زکین |
ماسهسنگ رسی |
65 |
0-1 |
|
سرچاهان |
شیل |
75 |
10-25 |
|
بخش پایینی پالئوزوئیک |
ترکیبی از آهک، دولومیت، شیل و .. |
4801 |
1-5 |
|
سری هرمز |
رسوبات تبخیری |
در مدلسازی سیستم نفتی به شرایط اولیۀ دما و عمق تدفین سنگ منشا، که به پختگی مواد آلی منجر میشود، شرایط مرزی اطلاق میشود و شامل جریان حرارتی سنگ بستر[4]، عمق دیرینۀ آب[5] و دمای تماس سطح آب-رسوب[6] است و مقادیر آنها باید بهعنوان ورودی مدل، در دسترس باشد. با انجام مدلسازی دو بعدی و کالیبرهکردن آن با دادههای موجود، مسیر مهاجرت، تغییرات حرارت و بلوغ مواد آلی در برش مطالعهشده، تعیین شد.
بحث و تحلیل یافتههای پژوهش
نتایج مدلسازی یک بعدی شامل نمودار تاریخچۀ تدفین رسوبات و نمودارهای زمانی برای پارامترهای مختلف سنگ منشأ (ازجمله انعکاس ویترینایت، میزان و زمان خروج هیدروکربن و نیز نرخ تبدیل کروژن به هیدروکربن برای سنگ منشأ) در ناحیۀ مطالعهشده است (Hunt 1996). برای دستیابی به نتایج دقیقتر در مدلسازی، لایههای فرضی از انتهای هر چاه تا رأس پیسنگ در نظر گرفته شد. از سوی دیگر، فرآیند بازسازی لایه برای بخشی از سازند آغاجاری انجام شد که دچار فرسایش شده بود (Martin 2001). همانطور که در شکل 5 مشخص شده است، تطابق بسیار خوبی بین دمای اندازهگیریشده در چاه و دمای محاسبهشده در مدل وجود دارد که نشان میدهد نتایج مدل مطمئن است.
شکل 4- کدها و مشخصات لیتولوژی در نظر گرفته شده در مقطع مطالعهشده
Fig 4- Codes and specifications of the lithology considered in the studied section
براساس دادهها و با توجه به مدلهای مختلف تستشده، جریان حرارتی حوضه[7] که بیشترین تطابق را با دمای فعلی چاه[8] دارد، بهطور ثابت برابر mw/m2 55 در نظر گرفته شد. در مطالعات بردانو (2014) که بر نهشتههای سیلورین در کوههای فراقون و گهکم بوده است، مقدار شار حرارتی mw/m2 60 در نظر گرفته شده است. در مطالعات Saberi et al. (2016) که در ناحیۀ فارس ساحلی انجام شده بود، از مقدار شار حرارتی mw/m2 60 تا mw/m2 68 استفاده شد که در مرکز ناحیۀ خلیجفارس محاسبه شده بود.
نمودار تاریخچۀ تدفین چاههای A و B در شکل 6 نمایش داده شده است که براساس این نمودار، در هر دو چاه A و B، سازند فهلیان عمیقترین رسوبات حفاری شده بود که در ادامۀ سازندهای گدوان، داریان، کژدومی، سروک، بخش شیلی لافان، ایلام، گورپی، پابده، جهرم، آسماری، گچساران، میشان، آغاجاری نهشته شدهاند.
|
|
|
شکل 5- کالیبراسیون مدل ساختهشده با مقادیر واقعی دمای درون چاههای A و B
Fig 5- Calibration of the model with actual values of the downhole temperature in wells A and B.
|
|
|
|
شکل 6- نمودار تاریخچه تدفین در چاه A و B
Fig 6- Burial history chart in well A and B
براساس نمودار شکل7، سازند سرچاهان در چاه A در حدود 100 میلیون سال پیش به انعکاس ویترینایت 6/0 درصد رسیده است. در حال حاضر، سازند سرچاهان در این چاه دارای انعکاس ویترینایت حدود 0.93درصد است و در پنجرۀ تولید نفت قرار دارد، بهطوری که در حال حاضر نرخ تبدیل سازند سرچاهان بیش از 56درصد است. همانطور که اشاره شد، مطالعات بسیار کمی در ناحیۀ فارس داخلی انجام شده و بیشتر مطالعات و مدلسازیها بر این سازند در ناحیۀ بندرعباس و فارس ساحلی بوده است. با این حال با توجه به در نظر گرفتن شار حرارتی بالاتر در این نواحی (بندرعباس و فارس ساحلی)، ورود سازند سرچاهان به پنجرۀ نفتی در این مدلها نسبتبه این مطالعه، در زمانهای زودتر (حدود 120 تا 130 میلیون سال) رخ داده است.
|
|
|
شکل 7- نمودار نرخ تبدیل (TR) و انعکاس ویترینایت (RO) سازند سرچاهان در چاه A,B
Fig 7- Transformation ratio (TR) and vitrinite reflection (RO) curves of Sarchahan formation in the wells A and B
همانطور که در شکل 8 مشاهده میشود، میزان هیدروکربنهای مایع (C6+) خارجشده از سازند سرچاهان در محل چاه A و B به ترتیب به حدود 3200 و 720 (Kg/m2) و همچنین میزان هیدروکربنهای گازی (C1-C5) خارجشده به ترتیب 360 و 70 (Kg/m2) رسیده است.
|
|
|
|
شکل 8- میزان هیدروکربنهای مایع (C6+) و گازی (C1-C5) خارجشدۀ سازند سرچاهان در چاه A و B
Fig 8- The amount of liquid (C6+) and gaseous (C1-C5) hydrocarbons have expulsed from Sarchahan Formation in well A and B
براساس مدلسازی یک بعدی، نتایج مدلهای خروجی زمانهای رسیدن به بلوغ حرارتی سازندها، نرخ تبدیل و میزان هیدروکربنهای مایع و گازی در سازند سرچاهان به دست آمده است؛ پس مقایسۀ این نتایج برای چاههای مطالعهشده در ناحیۀ فارس انجام میشود (جدول 2).
جدول 2- مقایسۀ نتایج مدلسازی یک بعدی در چاههای مطالعهشده
Table 2- Comparison of 1D modeling results in the studied wells
|
چاه B |
چاه A |
||
|
زمان رسیدن به بلوغ (میلیون سال) |
50 |
100 |
||
|
نرخ تبدیل (درصد) |
14 |
56 |
||
|
میزان هیدروکربن مایع (C 6+)(Kg/m 2) |
720 |
3200 |
||
|
میزان هیدروکربن مایع (C 1- C5)(Kg/m2) |
70 |
360 |
همانطور که در جدول 2 مشاهده میشود، سازند سرچاهان در چاه A زودتر از چاهB به بلوغ حرارتی رسیده است. نرخ تبدیل مواد آلی به هیدروکربن در چاه A بیشتر از چاه Bاتفاق افتاده است. بیشترین میزان هیدروکربن مایع و گاز زایشیافته از سازند سرچاهان، از چاه مرتبط به چاه A است.
یکی از مهمترین کاربردهای مدلسازی دو بعدی سیستم هیدروکربنی، بررسی وضعیت سنگهای منشأ در یک منطقه ازنظر بلوغ و زایش هیدروکربن است. شکل 9، وضعیت بلوغ حرارتی لایههای سنگ منشأ را در برش عرضی مطالعهشده نشان میدهد. سازندهای پابده، کژدمی و گداون در بیشتر مناطق و بهخصوص رأس ساختمانها نابالغاند، در حالی که در ناودیسها ما بین ساختمانها بهصورت محلی، بهویژه در ناودیسهای عمیقتر، وارد پنجرۀ تولید نفت شدهاند، ولی بهصورت کلی هنوز نتوانستهاند هیدروکربنی از خود خارج کنند و نمیتوانند در شارژ مخازن تأثیری داشته باشند.
زون خاکستری سازند کنگان در این برش وجود دارد که بهصورت کلی در طول برش در پنجرۀ نفتی قرار گرفته است. این بخش در رأس ساختمانها با داشتن انعکاس ویترینایت در حدود 0.7% در ابتدای پنجرۀ نفتی و در ناودیسها، میزان بلوغ تا اوج پنجرۀ نفتی (انعکاس ویترینایت 1%) میرسد.
سازند سرچاهان نیز در کل برش دارای بلوغ از اواخر پنجرۀ گاز تر است. میزان انعکاس ویترینایت این سازند در رأس ساختمانها حدود 85/0% تا 1% است که این رسوبات را در پنجرۀ نفتی طبقهبندی میکند، در حالی که در عمیقترین ناودیسها با افزایش عمق، میزان بلوغ از انعکاس ویترینایت 2/1 معادل انتهای پنجرۀ نفتی تا 9/1% معادل ابتدای پنجرۀ تولید گاز خشک نیز میرسد.
شکل9- نتایج حال حاضر مدل پختگی سنگهای منشأ در راستای برش مطالعهشده
Fig 9- The current results of the maturity model of the source rocks in the studied section
نتایج این مدل تعیینکنندۀ پتانسیل تولیدی سنگهای منشأ منطقه است، بهگونهای که پتانسیل تولیدی هیدروکربنی سنگهای منشأ با هیدروکربنی کالیبره میشود که داخل مخازن شناختهشده تجمع یافته است. با توجه به اینکه اطلاعات منطقه از سنگهای منشأ بخش خاکستری سازند کنگان و سازند سرچاهان اندک است، پتانسیل این سنگها با توجه به مقالات و اطلاعات ناحیهای بهصورت تقریبی به مدل اعمال (Bordenave 2008, 2014) و سناریوهای مختلفی براساس وجود یا وجودنداشتن یک سنگ منشأ و همچنین نوع کینتیک سنگ منشأ مطالعه شد. مدل مهاجرت و تجمع هیدروکربن برای لایههای مخزنی اصلی بررسی شده است و در ادامه توضیح داده میشود. شکل 10، مدل مهاجرت در برش را در زمان حال و در طول زمان نشان میدهد. همانطور که از شکل مشخص است، مهاجرت به مخازن از زمان ائوسن وجود داشته و این مهاجرت از اواخر کرتاسه شروع شده است. قبل از کوهزایی و با توجه به نتایج بازسازی ساختمانی، چینخوردگی در رسوبات وجود نداشته است و در طول برش، لایهها روی همدیگر بهصورت Layer Cake قرار داشتهاند، به همین دلیل تا قبل از کوهزایی، مهمترین فاکتور حرکت سیال هیدروکربنی، مهاجرت عمودی در لایههای گذر بوده است. بعد از کوهزایی و چینخوردگی، علاوه بر مهاجرت عمودی، مؤلفۀ مهاجرت افقی نیز فعال شده است و همانطور که از شکل مشخص است، مهاجرت کلی افقی بهسمت بلندای فارس-قطر مشاهده میشود. در این سناریوها، کینتیک ابوعلی برای رسوبات شیلهای غنی از مواد آلی (Hot Shale) سازند قصیبه در صفحۀ عربی استفاده شد (Abu-Ali, Rudkiewicz et al. 1999). اینکه کدامیک از سناریوها برای یک مطالعه استفاده شود، به شرایط حوضۀ رسوبی مطالعهشده بستگی دارد، ولی بهترین سناریو زمانی شکل میگیرد که برای هر سنگ منشأ در هر حوضۀ رسوبی، یک کینتیک خاص تولید و از آن استفاده شود.
|
|
|
|
|
|
شکل 10- نتایج مدل مهاجرت هیدروکربنها از سنگ منشأ بهسمت تلههای نفتی در برش مطالعهشده در زمانهای مختلف
Fig 10- The results of the migration model of hydrocarbons from source rock to oil traps in the studied section at different times.
نتیجه
در این مطالعه، مدلسازی یک بعدی و دو بعدی با استفاده از دو حلقه چاه اکتشافی حفاریشده و یک مقطع ساختمانی دو بعدی از میدانهای فارس داخلی انجام شد. همچنین سعی شد چاههایی انتخاب شوند که بیشترین عمق حفاری را دارند تا اینگونه بتوان بهترین محاسبات را دربارۀ سنگهای منشأ عمیقتر ارائه داد. پس از ساخت و اجرای مدل یک بعدی، محاسبات مربوط به دما و بلوغ، با دادههای واقعی کالیبره و سپس نتایج مدلسازی استخراج شد. براساس نتایج به دست آمده از مدلسازی یک بعدی در 2 چاه منتخب و بررسی تاریخچۀ بلوغ سازند سرچاهان در محل چاههای ارزیابیشده، این سازند از حدود 130 تا140 میلیون سال پیش شروع به زایش هیدروکربن کرده است. با انجام مدلسازی یک بعدی، میزان هیدروکربنهای مایع در 2 چاه A و B به ترتیب 720 و 5100 (Kg/m2) و همچنین میزان هیدروکربنهای گازی به ترتیب 70 و 600 (Kg/m2) به دست آمد. سازندهای کرتاسه و جوانتر در طول برش ساختمانی مطالعهشده، بهلحاظ حرارتی نابالغ بوده و وارد پنجرۀ نفتی نشدهاند. شایان ذکر است که این سازندها در برخی از نواحی ناودیسها وارد پنجرۀ تولید هیدروکربن شدهاند، اما همچنان به بلوغ حرارتی کافی برای خروج هیدروکربن نرسیدهاند. سازند سرچاهان در حال حاضر در طول برش مطالعهشده در رأس تاقدیسها در اواخر پنجرۀ نفت و در ناودیسها در پنجرۀ تولید گاز مرطوب قرار دارد. در برخی مناطق، این سازند وارد پنجرۀ تولید گاز خشک نیز شده است. قبل از کوهزایی زاگرس، مهمترین فاکتور حرکت سیال هیدروکربنی مهاجرت عمودی در لایههای گذر بوده است، اما بعد از کوهزایی و چینخوردگی، علاوه بر مهاجرت عمودی، مؤلفۀ مهاجرت افقی نیز فعال شده است، بهطوری که مهاجرت کلی افقی بهسمت بلندای فارس-قطر مشاهده میشود. بیشترین خروج هیدروکربن از سازند سرچاهان، بعد از کوهزایی زاگرس اتفاق افتاده و این هیدروکربن بیشتر از نوع گاز بوده است.
[1] Paleobathymetry
[2] Initial TOC
[3] vertical Variation
[4] Heat Flow
[5] Paleo Water Depth
[6] Sediment-Water interface Temperature
[7] Heat flow
[8] Bottom hole temperature
)