نوع مقاله : مقاله پژوهشی
نویسندگان
1 استادیار، دانشکدۀ مهندسی معدن و متالورژی، دانشگاه یزد، یزد، ایران
2 کارشناسی، دانشکدۀ مهندسی معدن و متالورژی، دانشگاه یزد، یزد، ایران
چکیده
کلیدواژه‌ها
موضوعات
عنوان مقاله [English]
نویسندگان [English]
Abstract:
Organic matter is abundant in the shales and marls of the Pabdeh Formation in the southwestern Iran . They can be considered as a conventional or unconventional petroleum system in the region. This study evaluates the hydrocarbon generating potential and the feasibility of unconventional hydrocarbon resources of this formation from the viewpoint of petroleum geochemistry in the vast areas of southwest Iran . For this purpose, the results of Rock-Eval and vitrinite reflectance of the Pabdeh Formation from 43 oil fields in North Dezful Embayment, South Dezful Embayment, Abadan Plain, and northwestern Persian Gulf have been used. Geochemical parameters indicate that Pabdeh has good quantity and quality of organic matter in the region. However, it has not reached the maturity required for hydrocarbon generation in most areas. From the perspective of unconventional hydrocarbon resources, some layers of the Pabdeh Formation in the Dezful Embayment, especially in central areas, have the potential for oil shales. The shale oil potential is not suitable due to the low maturity and hydrocarbon saturation index of the Pabdeh Formation in the study area.
Keywords: Pabdeh Formation, hydrocarbon generating potential, oil shale, shale oil
Introduction
The Zagros sedimentary basin hosts a significant amount of the world’s oil and gas reserves. This high amount of hydrocarbon results from several active petroleum systems in this basin over geological time. The Pabdeh Formation in some regions of southwest Iran contains a good quantity and quality of organic matters that, can act as either a conventional or unconventional petroleum system under suitable thermal conditions. This study aims to assess the hydrocarbon generation potential and the feasibility of unconventional hydrocarbon resources of this formation across the vast areas of southwest Iran from the viewpoint of petroleum geochemistry. For this purpose, Rock-Eval and vitrinite reflectance results of the Pabdeh Formation in southwest Iran from 43 fields, covering 353 kilometers in width and 596 kilometers in length, have been used.
Materials & Methods
In order to evaluate the hydrocarbon generation potential and the feasibility of the associated conventional and unconventional resources of the Pabdeh Formation on a regional scale, the Rock-Eval pyrolysis and vitrinite reflectance results of 641 samples within 43 fields across the Dezful Embayment, Abadan Plain, and northwest of the Persian Gulf were applied. Contamination can significantly impact the Rock-Eval pyrolysis results. In this research, the reliability and absence of contamination were assured before using the Rock-Eval data. For this purpose, samples with S1/TOC ratios greater than 1.5 and production indexes higher than 0.5 were excluded from the study. All Rock-Eval pyrolysis and vitrinite reflectance information were uploaded, analyzed, and interpreted using the geochemical software p: IGI 3.5.1.
Discussion of Results & Conclusion
The Total Organic Carbon (TOC) levels in the studied samples vary from 0.09 to 1.6 wt%. Approximately 70% of the samples have a TOC greater than one, indicating that the Pabdeh Formation can quantitatively be considered a good source rock in the southwest of Iran. The highest organic matter content is found in the center of the Dezful Embayment. The Petroleum Potential Index is the sum of free hydrocarbons and those generated during the pyrolysis process. Samples from the Dezful Embayment exhibit the highest potential, while those from the northwest of the Persian Gulf show the lowest. Samples with good and very good potential contain Type II kerogen. The highest quality of organic matter in the Pabdeh Formation pertains to the central part of the Dezful Embayment.
Vitrinite reflectance is one of the standard and efficient methods for evaluating organic matter maturity. The vitrinite reflectance values of the studied samples vary between 0.2 and 1. Most samples have values less than 0.6 or close to it, indicating immature to the early stages of the oil window. Moreover, other maturity parameters such as Tmax and Production Index confirm this result. Therefore, although the quantity and quality of organic matter in the Pabdeh Formation in southwest Iran are very good, the low maturity limits its contribution to hydrocarbon generation in the region. It should be noted that the samples were taken from the anticlines. It is therefore likely that this source rock could have matured in synclines and depressions and produced some hydrocarbons.
Growing demand for energy, coupled with depleting conventional hydrocarbon reserves, has focused attention on unconventional hydrocarbon resources.. Oil shales are sedimentary rocks containing significant amounts of organic matter that have yet to reach the maturity stage necessary for hydrocarbon production. The TOC in oil shales ranges between 3 and 30 wt%. (Hosseiny & Mohseni 2023). It is evident that the greater the quantity and quality of organic matter in the oil shale, the greater and more economically viable the recoverable oil will be. Oil shales are rocks rich in organic substances with vitrinite reflectance below 0.6% and Tmax lower than 435 C° (Hinrichs et al. 2010). Accordingly, the strata of the Pabdeh Formation in the Dezful Embayment have the potential to be an oil shale resource especially in the central parts where the Aghajari, Rameshir, Gachsaran, and RageSefid fields are located. It should be noted that, , in addition to geochemical characteristics, the depth and thickness of the shale layer, mineralogical and petrological characteristics, geology, energy requirements and costs as well as current technology, are incredibly important in assessing the feasibility and capability of oil shales.
Shale oils are liquid hydrocarbons in a free, soluble, or adsorbed state in marls or shales within the oil window. In other words, shale oils are petroleum resources found in source rocks that have not migrated or have migrated just a short distance from the source rock (Jiang et al. 2016). The quantity of organic matter plays a fundamental role in shale production potential and storage capacity. The minimum TOC to form a shale oil is two wt%. Since Type III kerogen is mainly associated with gas generation, source rocks containing this kerogen type have a lower potential for shale oil resources. In shale oils, the source rock must be situated within the oil window (Ro = 0.6%-1.2%) (Jiang et al. 2016). The first step in determining the sweet spots for shale oils is identifying the source rocks within the oil-generating window (Jarvie 2012). Determining the source rock's oil saturation is also highly important alongside maturity assessment. The amount of free hydrocarbons in the “S1” peak of Rock-Eval directly reflects the hydrocarbon saturation in the source rock (Jarvie 2012). The source rock's Oil Saturation Index (OSI) is obtained through the formula OSI=S1*100/TOC. Layers with an OSI greater than 100 mg HC/g TOC are considered to have productive potential (Jarvie 2012). The Pabdeh Formation has appropriate conditions for shale oil resources regarding the quantity and quality of organic materials in the Dezful embayment, especially in central areas. However, the maturity level in these areas is not sufficient. In the northern parts of the Dezful embayment, the Pabdeh could be within the oil window. However, samples from these areas show TOC and OSI less than two percent and 100 mg HC/g TOC, respectively.
کلیدواژه‌ها [English]
مقدمه
حوضۀ رسوبـی زاگـرس، یکی از حوضههای غنی جهان ازنظر منابع هیدروکربنی است که درصـد چشمگیری از ذخایر استحصال‌شدنی نفت و گاز جهان را در خود جای داده است (Hosseiny and Rahmani 2021). این حجم عظیم از هیدروکربن، حاصل فعالیت چندین سیستم نفتی در طول زمان زمین‌شناسی در حوضۀ رسوبی زاگرس است (Ghazban 2007; Bordenave and Hegre 2010; Alizadeh et al. 2012; Rabbani et al. 2014).
مطالعۀ سیستمهای نفتی در فعالیتهای اکتشافی، اهمیت زیادی دارد. سنگ مادر یکی از عناصر اصلی سیستم نفتی است که باید در مراحل اولیۀ مطالعه ارزیابی شود. ارزیابی ژئوشیمیایی سنگ مادر، اطلاعات مفیدی را دربارۀ پتانسیل هیدروکربنزایی، نوع مواد آلی و درجۀ بلوغ آنها ارائه میدهد (Hunt 1996). یکی از سیستمهای نفتی محتمل در حوضۀ رسوبی زاگرس، سیستم نفتی پالئوژن است که سازند پابده به‌عنوان سنگ مادر در آن مطرح است (Bordenave and Hegre 2010). سازند پابده در مناطقی از جنوب غرب ایران، حاوی مقادیر چشمگیری مادۀ آلی با کیفیت مناسب است که در شرایط حرارتی مناسب، به‌عنوان یک سنگ مادر فعال در سیستم نفتی متعارف یا نامتعارف عمل می‌کند. هدف این پژوهش، ارزیابی پتانسیل هیدروکربنزایی سازند پابده و تعیین روند تغییرات کمی، کیفی و بلوغ مواد آلی و امکان‌سنجی توان ذخایر نامتعارف هیدروکربنی این سازند در گسترۀ وسیع جنوب غرب ایران از دیدگاه ژئوشیمی آلی است. برای این منظور از نتایج آنالیز پیرولیز راکایول و انعکاس ویترینایت لایههای غنی از مواد آلی سازند پابده در جنوب غرب ایران، از 43 میدان در منطقهای به وسعت 353 کیلومتر عرض و 596 کیلومتر طول استفاده شده است (شکل 1).
شکل1- نقشۀ میدان‌های مطالعهشده در جنوب غرب ایران
Fig 1- Map of studied fields in the south-western Iran
زمین‌شناسی
نام سازند پابده از تنگ پابده در شمال میدان نفتی لالی در مسجدسلیمان اقتباس شده است (Aghanabati 2006). با بازگشت شرایط پایدار به‌دنبال فعالیتهای زمینساختی کرتاسۀ پسین و بالا‌آمدن نسبی آب دریاها در پالئوسن و ائوسن، مارلها و آهکهای رسی عمیق سازند پابده، نهشته شدند (Sharland et al. 2001). در برش الگوی حد پایینی پابده، شیل و مارلهای گورپی و حد بالایی آن، آهکهای آسماری است (شکل 2). گسترۀ جغرافیایی سازند پابده، شامل نواحی جنوب غربی لرستان، خوزستان و بخشهایی از استان فارس و خلیج‌فارس است. ازنظر فسیلشناسی، در بخش قاعدۀ این سازند، فسیلهای پالئوسن، در بخشهای فوقانی فسیلهای با سن ائوسن، الیگوسن و میوسن مشاهده شده است؛ از این رو پابده از سن پالئوسن تا میوسن را شامل می‌شود (Aghanabati 2006). نهشته‌شدن مارنها و آهکهای رسی سازند پابده در محیط عمیق و غیر اکسیدان، شرایط حفظ‌شدن مواد آلی را در این سازند در حین نهشته‌شدن فراهم کرده است؛ بنابراین وجود مواد آلی و حفظ‌شدن آنها، سازند پابده را سنگ مادری در منطقۀ جنوب غرب ایران مطرح می‌کند. ارزیابی ژئوشیمیایی روی پابده در کوه بنگستان و بخشهایی از لرستان، میانگین کربن آلی کل[1] (TOC) را بین 2 تا 5 نشان میدهد (Bordenave and Hegre 2005). این واقعیت نشان میدهد که سازند پابده در جنوب غرب ایران، به‌عنوان سنگ مادر یک سیستم نفتی متعارف و یا نامتعارف مطرح است.
روش کار
به‌منظور ارزیابی توان هیدروکربنزایی و امکان‌سنجی ذخایر متعارف و نامتعارف مرتبط با سازند پابده در یک مقیاس منطقهای، از نتایج آنالیز راکایول و انعکاس ویترینایت، 641 نمونه از این سازند در 43 میدان از حوضههای رسوبی فروافتادگی دزفول شمالی، فروافتادگی دزفول جنوبی، دشت آبادان و شمال غرب خلیج‌فارس استفاده شد. مجموعه دادهها شامل اطلاعات پژوهشهای گذشته به‌همراه تعدادی دادههای جدید است (Kamali et al. 2006, Alizadeh et al. 2012, Mashhadi et al. 2015, Karimi et al. 2016A, Karimi et al. 2016B, Seyedali et al. 2018, Alizadeh et al. 2020, Sadouni and Parandavar 2021, Maleki et al. 2021, Moradi and Alizadeh 2005, Alizadeh et al. 2006, Maroufi et al. 2010, Azizi et al. 2010, Mousavi et al. 2012, Alizadeh et al 2013A, Alizadeh et al. 2013B, Tolabi and Mousavi 2015, Sanmari and Hamami 2016A, Sanmari and Hamami 2016B, Sanmari and Hamami 2016C, Kobraei et al. 2017, Karami et al. 2017, Hamami 2017, Mahmoodzadeh et al. 2018, Safaei Farooji et al. 2019).
آنالیز پیرولیز راکایول یکی از سریعترین و کاربردیترین روشهایی است که برای ارزیابی یک سنگ مادر استفاده می‌شود و اطلاعات ارزشمندی را از کیمیت، کیفیت و بلوغ مادۀ آلی ارائه میدهد (Behar et al. 2001). پیرولیز در‌واقع حرارت‌دادن مادۀ آلی در نبود اکسیژن است. هدف از این کار، تولید و آزاد‌شدن هیدروژن از مواد آلی در دمای بالا و در زمان کوتاه است که این روش به‌نوعی بازسازی تولید هیدروکربن در مرحلۀ کاتاژنز به شمار می‌آید (Hunt 1996). پارامترهای اندازهگیریشده در پیرولیز راکایول شامل S1(هیدروکربن آزاد موجود در سنگ)، S2(هیدروکربن تولیدی حاصل از پیرولیز)، S3 (ترکیبات اکسیژندار موجود در کروژن)، Tmax(دمای بیشینۀ تولید S2) است. همچنین براساس این پارامترها، پارامترهای دیگری نظیر TOC، شاخص هیدروژن[2] (HI=S2/TOC*100)، شاخص اکسیژن[3] (OI=S3/TOC*100)، شاخص تولید[4] (PI =S1/S1+S2) و توان هیدروکربنزایی[5] (PP=S1+S2) تعریف می‌شود (Behar et al. 2001).
آلودگی در نمونهها، نتایج حاصل از پیرولیز راکایول را به‌شدت تحت تأثیر قرار میدهد. در این پژوهش پیش از تجزیه و تحلیل نتایج پیرولیز راکایول، از نبود آلودگی و مطمئن‌بودن آنها اطمینان حاصل شده است. برای این منظور دادههایی که نسبت S1/TOC بزرگ‌تر از 5/1 و شاخص تولید بیشتر از 5/0 داشتند، از مطالعات کنار گذاشته شدند. بالابودن این نسبتها در نمونههای آلوده، بهعلت افزایش مقدار S1 در اثر آلودگی و هیدروکربنهای نابرجا رخ میدهد (Hosseiny and Barati Boldaji 2020).
یکی از روشهای مؤثر و مطمئن در ارزیابی بلوغ مواد آلی، استفاده از انعکاس ویترینایت استTaylor et al. 1998)). در این پژوهش از اطلاعات انعکاس ویترینایت 181 نمونه از میدان‌های مختلف موجود در منطقۀ مطالعه استفاده‌شده است. شایان ذکر است که تمام اطلاعات راکایول و انعکاس ویترینایت در نرمافزار ژئوشیمیایی p:IGI.3.5.1 بارگذاری، تجزیه و تحلیل شده است.
شکل۲- ستون چینه‌شناسی و عناصر مختلف سیستم نفتی در منطقۀ مطالعهشده (Bordenave and Hegre 2005)
Fig 2- Generalized stratigraphy and petroleum systems elements in the study area (Bordenave and Hegre 2005)
بحث و تحلیل یافته‌های پژوهش
ارزیابی توان هیدروکربنزایی
اولین گام در ارزیابی توان هیدروکربنزایی یک سنگ مادر، تخمین کمی میزان مواد آلی موجود در سنگ مادر مدنظر است. این مهم با استفاده از اندازهگیری میزان کربن آلی کل در سنگ انجام و به‌صورت درصد وزنی بیان می‌شود. مقادیر TOC بالاتر از یک نشان‌دهندۀ سنگ مادر خوب، خیلی خوب و عالی از نظر کمیت مواد آلی است (Hosseiny et al. 2016). میزان TOC در نمونههای مطالعهشده از 09/0 تا 16 درصد وزنی متغیر است. حدود 70درصد نمونهها TOC بزرگ‌تر از یک‌اند که این امر نشان میدهد سازند پابده از دیدگاه کمی، یک سنگ مادر خوب در منطقۀ جنوب غرب ایران است (شکل 3). شکل 4 الف، نقشۀ توزیع TOC میانگین را در منطقۀ مطالعهشده نشان میدهد. همان‌طور که مشخص است، بیشترین میزان مواد آلی در سنگ مادر پابده در مرکز فروافتادگی دزفول وجود دارد.
شکل 3- نمودار فراوانی بازههای مختلف کربن آلی کل برای سازند پابده در حوضههای مطالعهشده
Fig 3- Histogram of TOC for Pabdeh samples in the studied basins
شکل 4- الف- نقشۀ توزیع کربن آلی کل در منطقۀ مطالعهشده؛ ب- نقشۀ توزیع شاخص هیدروژن در منطقۀ مطالعهشده
Fig 4- Distribution of TOC (A) and HI (B) of Pabdeh across the study area
شاخص توان هیدروکربنزایی، مجموع هیدروکربنهای آزاد و هیدروکربنهای تولیدی در طول فرآیند پیرولیز است. مقادیر بالای 6 برای این شاخص بیانگر سنگ مادر توانمند در زایش هیدروکربن است (Tissot and Welte 1984). ترسیم نمودار شاخص توان هیدروکربنزایی در مقابل TOC برای نمونههای مطالعهشده، بیانگر توانمند‌بودن سنگ مادر پابده در زایش هیدروکربن در جنوب غرب ایران است. نمونههای مربوط به فروافتادگی دزفول، بیشترین و نمونههای مربوط به شمال غرب خلیج‌فارس، کمترین توان هیدروکربنزایی را از خود نشان میدهند (شکل 5).
شکل 5- نمودار توان هیدروکربنزایی در مقابل کربن آلی کل برای نمونههای سازند پابده در حوضههای مطالعهشده
Fig 5- Plot of petroleum potential versus TOC for Pabdeh samples in the studied basins
شناسایی و تعیین تیپ کروژن سنگ مادر از آن جهت حائز اهمیت است که بر میزان و نوع هیدروکربن تولیدی مؤثر است (Tissot and Welte 1984). از نمودار S2 در مقابل TOC برای تعیین نوع کروژن استفاده می‌شود، مرزهای تفکیک‌کننده در حقیقت همان مقدار شاخص هیدروژن را نشان میدهد (Langford and Blanc-Valleron 1990). کروژن نوع I که منشأ دریاچهای دارد، نفتزاست و قابلیت تولید ۸۰درصد وزنی هیدروکربن را طی فرآیند پیرولیز دارد. همچنین کروژن نوع II با منشأ دریایی، قابلیت تولید ۵۰ تا۶۰درصد وزنی هیدروکربن را دارد. کروژن نوع III از مواد چوبی با محیط قارهای میگیرد، عموماً گاززاست و حداکثر ۱۵ تا۳۰درصد وزنی هیدروکربن را تولید می‌کند (Orak et al. 2018). همان‌طور که در شکل 6 مشاهده می‌شود، نمونههای پابده با کمیت خوب و عالی، کروژن تیپ II دارند، در حالی که نمونههای با کمیت مواد آلی متوسط، دارای کیفیت پایینتریاند. نمودار شبه ونکرولن در شکل 7 نیز، این نتیجهگیری را تأیید می‌کند. مطابق این نمودار، تعداد زیادی از نمونههای سازند پابده تیپ کروژن II و کیفیت مناسبی برای تولید نفت در هنگام بلوغ دارند. همچنین نقشۀ توزیع میانگین شاخص هیدروژن در منطقۀ مطالعهشده، همخوانی خوبی با نتایج قبلی دارد (شکل 4 ب). بیشترین کیفیت مواد آلی در سازند پابده، به قسمت مرکزی فروافتادگی دزفول مربوط است.
شکل 6- نمودار تغییرات S2 در مقابل TOC برای نمونههای سازند پابده در حوضههای مطالعهشده
Fig 6- Plot of S2 versus TOC for Pabdeh samples in the studied basins
شکل 7- نمودار تغییرات شاخص هیدروژن در مقابل شاخص اکسیژن برای نمونههای سازند پابده در حوضههای مطالعهشده
Fig 7- Plot of HI versus OI for Pabdeh samples in the studied basins
سومین گام در ارزیابی توان هیدروکربنزایی یک سنگ مادر، بررسی میزان بلوغ مواد آلی است. یکی از روشهای استاندارد و کارا در ارزیابی بلوغ مواد آلی، روش انعکاس ویترینایت است. بازتاب نور از ویترینایت با درصد بیان می‌شود و مقادیر انعکاس ویترینایت کمتر از 6/0%، بیانگر نابالغ‌بودن سنگ مادر است (Dow 1977). انعکاس ویترینایت نمونههای مطالعهشده بین 2/0 و 1 متغیر است. عمدۀ نمونهها مقدار کمتر از 6/0 یا نزدیک به آن را دارند که نشان‌دهندۀ بلوغ‌نداشتن یا اوایل پنجرۀ نفتی است. مقادیر انعکاس ویترینایت برای نمونههای برخی از میدان‌های مربوط به شمال حوضۀ رسوبی دزفول مانند نفت سفید بین 7/0 تا 1درصد گزارش شده است (Karimi et al. 2016A) که بیانگر اوج پنجرۀ نفتی برای سازند پابده در آن نواحی است. همچنین گزارشهای مربوط به مقایسۀ ویژگیهای ژئوشیمیایی پابده و نفت موجود در مخزن آسماری این نواحی، تطابق مثبتی را نشان میدهد که تأیید‌کنندۀ بلوغ این سنگ مادر در نواحی شمالی فروافتادگی دزفول است (Bordenave and Hegre 2010). از دیگر پارامترهای بلوغ، Tmax و شاخص تولید است. نمودار این دو پارامتر در مقابل هم، نتایج حاصل از تحلیل انعکاس ویترینایت را برای بیشتر میدان‌ها تأیید می‌کند (شکل 8). البته در برخی از میدان‌ها مانند نفت سفید، ناهمخوانی در این دو پارامتر مشاهده می‌شود. در‌مجموع، این پارامترها نشان دادند قسمت عمدۀ نمونههای پابده در جنوب غرب ایران، در مرحلۀ نابالغ یا اوایل بلوغ‌اند، بنابراین اگرچه وضعیت سازند پابده ازنظر کمیت و کیفیت مواد آلی در جنوب غرب ایران بسیار مناسب است، بهعلت پایین‌بودن بلوغ آن، مشارکت پایینی در تولید هیدروکربن در این منطقه دارد. باید توجه داشت نمونههای اخذ‌شده به تاقدیسهای میدان‌های نفتی مربوط است؛ بنابراین به احتمال زیاد این سنگ مادر در ناودیسها و فروافتادگیها به مراحلی از بلوغ می‌رسد و در برخی مناطق نیز مقداری هیدروکربن تولید می‌کند.
شکل 8- نمودار تغییرات شاخص تولید در مقابل Tmax برای نمونههای سازند پابده در حوضههای مطالعهشده
Fig 8- Plot of Tmax versus PI for Pabdeh samples in the studied basins
شیلهای نفتی
نیاز روزافزون به انرژی همراه با کاهش ذخایر متعارف هیدروکربنی سبب شده است تا توجهها به ذخایر نامتعارف هیدروکربنی جلب شود. یکی از این منابع نامتعارف هیدروکربنی، شیلهای نفتی است که جایگزین مناسبی برای نفتهای متعارف است. تخمینهای انجام‌شده در سرتاسر دنیا، 10درصد از نفت استحصال‌شدنی جهان را به این منابع مرتبط دانستهاند (U.S. Energy Information Administration 2013). شیلهای نفتی، سنگهای رسوبی حاوی مقدار درخور توجهی مواد آلی‌اند که هنوز به مرحلهای از پختگی برای تولید هیدروکربن نرسیدهاند (Hosseiny and Mohseni 2023). تولید نفت و گاز از این منابع با استفاده از بلوغ و پیرولیز مصنوعی کروژن انجام می‌شود (Lee 1990). این فرآیند نیازمند مصرف چشمگیری از انرژی است و ازنظر زیست‌محیطی نیز چالشبرانگیز است. این محدودیتها سبب شده است که هزینۀ تولید هیدروکربن از این منابع نسبت‌به ذخایر متعارف بسیار بیشتر باشد.
اولین گام در ارزیابی شیلهای نفتی، انجام مطالعات ژئوشیمیایی مرتبط با تعیین کمیت، کیفیت و بلوغ مواد آلی موجود در شیل نفتی است. بالابودن کمیت و کیفیت مواد آلی موجود در سنگ، از اهمیت بسزایی برخودار است. بر مبنای شرایط زمین‌شناسی لایههای شیلی، حداقل کمیت و کیفیت مواد آلی برای شیلهای نفتی متفاوت است. بر همین مبنا میزان کربن آلی کل برای شیلهای نفتی بین 3 تا 30درصد وزنی متغیر است (Hosseiny and Mohseni 2023). پرواضح است که هرچقدر میزان کمیت و کیفیت مواد آلی در شیلهای نفتی بیشتر باشد، نفت استحصال‌شدنی از آنها بیشتر و ازنظر اقتصادی مقرون به صرفهتر است. ازنظر بلوغ مواد آلی نیز، شیلهای نفتی، سنگهای غنی از مواد آلی نابالغ‌اند که انعکاس ویترینایت زیر 6/0% و Tmax پایینتر از 435 هستند (Hinrichs et al. 2010). با توجه به این ویژگیهای ژئوشیمیایی، لایههایی از سازند پابده در میدان‌های واقع در فروافتادگی دزفول، توان شیلهای نفتی را دارند (اشکال 5 و 8). بیشترین توان شیلهای نفتی برای سازند پابده در مرکز فروافتادگی دزفول و جایی است که میدان‌های آغاجاری، رامشیر، گچساران و رگ سفید واقع شدهاند و با حرکت به‌سمت حاشیههای منطقۀ مطالعهشده، از توان آن کاسته می‌شود (شکل 4). شایان ذکر است که برای ارزیابی قابلیت و توان بهرهبرداری از شیلهای نفتی، علاوه بر ویژگیهای ژئوشیمیایی، بررسی مؤلفههای عمق و ضخامت لایۀ شیل نفتی، مشخصات کانیشناسی، سنگشناسی، زمین‌شناسی، میزان انرژی و هزینۀ مورد نیاز به‌همراه فناوری روز دنیا، اهمیت بسزایی دارد.
نفت شیلها
نفت شیلها به هیدروکربنهای مایعی گفته می‌شود که به‌صورت آزاد، محلول یا جذب‌شده در گلسنگها یا شیلها در بازۀ پنجرۀ نفتی وجود دارد. به بیان دیگر نفت شیلها، منابع نفتی موجود در سنگهای مادرند که مهاجرت اولیه نکرده یا مسافت کوتاهی را در سنگ مادر طی کردهاند (Jiang et al. 2016). این منابع به‌صورت مستقیم از روشهای حفاری افقی و شکاف هیدرولیکی استخراج می‌شود. توان هیدروکربنی منابع نفت شیل به کمیت، کیفیت و بلوغ مواد آلی موجود در سنگ مادر وابسته است. کمیت مواد آلی نقش اساسی بر توان تولید هیدروکربن و ظرفیت ذخیرۀ شیلها دارد. حداقل کمیت مواد آلی برای تشکیل یک نفت شیل TOC بزرگ‌تر از 2درصد وزنی است. با توجه به اینکه کروژن تیپ III، بیشتر دارای توان تولید گاز است، سنگ مادرهای حاوی این تیپ کروژن، توان پایینی برای ذخایر نفت شیل دارند. برای اینکه نفت داخل شیل موجود باشد، سنگ مادر باید در محدودۀ پنجره نفتی قرار گیرد (Ro = 0.6%-1.2%) (Jiang et al. 2016). در کنار پارامترهای ژئوشیمیایی، پارامترهای دیگری نظیر ضخامت لایههای شیل، ترکیب کانیشناسی، تخلخل، تراوایی و قابلیت شکنندگی شیلها بر میزان ذخایر نفت شیل و قابلیت تولید از آنها مؤثر است. اولین گام در تعیین نواحی دارای توان اقتصادی نفت شیلها، تعیین سنگهای مادر در نواحی با پنجرۀ نفتزایی است (Jarvie 2012). در کنار بررسی وضعیت بلوغ، تعیین میزان اشباع نفت در سنگ مادر نیز اهمیت بالایی دارد. میزان هیدروکربن آزاد در پیک “S1” راکایول به‌طور مستقیم انعکاس‌دهندۀ اشباع هیدروکربن در سنگ مادر است (Jarvie 2012). شاخص اشباع هیدروکربن[6] (OSI) در سنگ مادر ازطریق OSI=S1*100/TOC به دست می‌آید. لایههای با شاخص اشباع بزرگ‌تر از 100 mg HC/g TOC قابلیت تولید دارند (Jarvie 2012).
سازند پابده ازنظر کمیت و کیفیت مواد آلی در فروافتادگی دزفول، به‌ویژه در نواحی مرکزی شرایط مناسبی برای این نوع ذخایر دارد (اشکال 4 و 5)؛ اما بلوغ مواد آلی در این نواحی مناسب نیست (شکل 8). همان‌طور که قبلاً اشاره کردیم، پابده در نواحی شمال فروافتادگی دزفول در پنجرۀ نفتی واقع شده است، اگرچه نمونههای آن نواحی نیز، میزان کربن آلی کل و شاخص اشباع هیدروکربن را به‌ترتیب پایینتر از 2درصد وزنی و 100 mg HC/g TOC نشان میدهد (شکل 9).
شکل 9- نمودار تغییرات شاخص اشباع هیدروکربنی در مقابل کربن آلی کل برای نمونههای سازند پابده در منطقۀ مطالعهشده
Fig 9- Plot of S1 versus TOC for Pabdeh samples in the study area
نتیجه
به‌منظور ارزیابی توان هیدروکربنزایی و امکان‌سنجی توان شیلهای نفتی و نفتهای شیلی سازند پابده در جنوب غرب ایران، نتایج راکایول و انعکاس ویترینایت، 641 نمونۀ این سازند از 43 میدان از حوضههای رسوبی فروافتادگی دزفول، دشت آبادان و شمال غرب خلیج‌فارس در منطقهای به وسعت 353 کیلومتر عرض و 596 کیلومتر طول بررسی و ارزیابی شد. حدود 70درصد نمونههای مطالعهشده TOC بزرگ‌تر از یک داشتند و بیشترین مقادیر به قسمتهای مرکزی فروافتادگی دزفول مربوط بود. بیشترین و کمترین توان هیدروکربنزایی به‌ترتیب به فروافتادگی دزفول و شمال غرب خلیج‌فارس مربوط بود. نمونههای پابده با کمیت خوب و عالی دارای کروژن تیپ II بودند، در حالی که نمونههای با کمیت مواد آلی متوسط، کیفیت پایینتری داشتند. نقشۀ توزیع میانگین شاخص هیدروژن در منطقۀ مطالعهشده، همخوانی خوبی با نتایج مربوط به نقشۀ توزیع TOC نشان داد. بررسی پارامترهای بلوغ نشان داد که قسمت وسیعی از سازند پابده در جنوب غرب ایران، در مرحلۀ نابالغ یا اوایل بلوغ قرار دارد؛ بنابراین اگرچه وضعیت سازند پابده ازنظر کمیت و کیفیت مواد آلی در جنوب غرب ایران بسیار مناسب است، بهعلت پایین‌بودن بلوغ آن، مشارکت پایینی در تولید هیدروکربن در این منطقه دارد. از دیدگاه ژئوشمیایی، بخشهایی از سازند پابده در فروافتادگی دزفول، توان شیلهای نفتی را دارد. بیشترین توان شیلهای نفتی در مرکز فروافتادگی دزفول، یعنی جایی است که میدان‌های آغاجاری، رامشیر، گچساران و رگ سفید قرار دارند و با حرکت به‌سمت حاشیههای منطقۀ مطالعهشده از توان آن کاسته می‌شود. سازند پابده ازنظر کمیت و کیفیت مواد آلی در فروافتادگی دزفول، به‌ویژه در نواحی مرکزی شرایط مناسبی برای ذخایر نفت شیل دارد، اما بلوغ مواد آلی در این نواحی مناسب نیست. پابده در نواحی شمال فروافتادگی دزفول در پنجرۀ نفتی واقع شده است، اگرچه نمونههای آن نواحی نیز میزان کربن آلی کل و شاخص اشباع هیدروکربن پایینی را از خود نشان میدهد.
[1] Total Organic Carbon
[2] Hydrogen Index
[3] Oxygen Index
[4] Production Index
[5] Petroleum Potential
[6] Oil Saturation Index
)