نوع مقاله : مقاله پژوهشی
نویسندگان
1 دانشجوی کارشناسی ارشد، گروه زمین‌شناسی نفت و حوضه‌های رسوبی، دانشکدۀ علوم زمین، دانشگاه شهید چمران اهواز، اهواز، ایران
2 استادیار، گروه زمین‌شناسی نفت و حوضه‌های رسوبی، دانشکدۀ علوم زمین، دانشگاه شهید چمران اهواز، اهواز، ایران
چکیده
کلیدواژه‌ها
موضوعات
عنوان مقاله [English]
نویسندگان [English]
Abstract
This paper presents the results from organic geochemical evaluation of the Paleocene–Eocene Pabdeh Formation in the Khaviz Anticline and Mansourabad Oilfield by a combination of Rock-Eval pyrolysis method and organic petrographic techniques. A total of 24 cutting samples, collected from these anticlines, were subjected to Rock-Eval pyrolysis, and 12 samples were subsequently selected for complementary petrographic inspections. According to the Rock-Eval pyrolysis results, the middle parts of the Pabdeh Formation contain predominantly type II organic matter, while the lower and upper parts are mainly characterized by a type II/III kerogen. In addition, Rock-Eval pyrolysis results indicated that the thermal maturity of the studied samples corresponds to the early stages of the oil generation window. Similarly, our organic petrographic observations supported the presence of organic-rich facies in the middle parts of the Pabdeh Formation. The organic-rich facies is characterized by large concentrations of amorphous organic matter (AOM), framboidal pyrite, and solid bitumen (SB). In contrast, the organic-poor zones contain abundant fossils and euhedral pyrite in a calcareous-marly matrix. These results suggest that the middle parts of the Pabdeh Formation were deposited under predominantly anoxic conditions with enhanced preservation of sedimentary organic matter. In contrast, the organic-poor zones were formed under oxidizing conditions which led to the poor preservation of organic matter.
Keywords: Pabdeh Formation, Khaviz Anticline, Mansourabad Oilfield, Organic facies, Paleo-depositional environments.
Introduction
The petroleum industry has an important role in the worldwide supply of energy and the improvement of global economic/technological growth. The Zagros fold and thrust belt of Iran is one of the most prolific petroleum provinces in the world with several supergiant oil and gas accumulations (Alipour 2024). Most of the oil in the Zagros Basin has accumulated in the Dezful Embayment (Bordenave and Huc 1995). The Aptian–Albian Kazhdumi Formation is one of the most important petroleum source rocks that charged the Bangestan Group (Ilam/Sarvak) reservoirs in the Dezful Embayment (Alipour 2022, 2024). The Paleocene–Oligocene Pabdeh Formation is a young source rock with minor petroleum contribution due to limited thermal maturity across most of the Zagros Basin (Alipour 2024).
In recent years the Pabdeh Formation has been evaluated using bulk Rock-Eval pyrolysis techniques (Alizadeh et al. 2012; Safaei-Farouji et al. 2021), organic petrographic methods (Amiri and Alipour 2023a, b; Khazami and Alipour 2024), and advanced biomarker analyses (Alizadeh et al. 2020). Nevertheless, little information is available about the organic petrographic characteristics and organic facies properties of the Pabdeh source rock in the Dezful Embayment. Therefore, the purpose of this study is to investigate the organic petrographic characteristics of sedimentary organic matter contained in the Pabdeh Formation to understand its paleo-depositional environments. Results from this study can provide new insights into the lateral-vertical organofacies variation within the Pabdeh Formation of the Dezful Embayment and surrounding regions.
Material & Methods
In this study, a total of 24 cutting samples (i.e., 10 samples from well#11 of the Mansourabad Field and 14 samples from well#2 of the Khaviz Anticline) were collected from the Pabdeh Formation. These samples were subjected to Rock-Eval pyrolysis analysis using a Vinci Rock-Eval 6 instrument. After preliminary screening, a total of 12 samples (i.e., 6 samples from Mansourabad and 6 samples from Khaviz) were selected for detailed organic petrographic inspections under reflected light.
Rock-Eval pyrolysis: In the present study, in order to represent the entire thickness of the Pabdeh Formation, cutting samples were collected every 20 meters. The cutting samples were cleaned under a binocular to remove non-indigenous particles like mica fragments from drilling mud additives and iron filings from the erosion of the drill bit. In addition, the cutting samples were treated with detergent and n-hexane to remove non-indigenous hydrocarbons arising from drilling mud additives. The cleaned samples were then pulverized in a porcelain mortar. The powdered samples were placed in the oven for 24 hours at a temperature of about 50 ֯C to remove any possible moisture. To perform the analysis, approximately 50–70 mg of the powdered samples were placed in the crucible and then subjected to Rock-Eval pyrolysis following the standard procedure published elsewhere (Behar et al. 2001). The Rock-Eval 6 device is used to evaluate the source rocks in terms of the amount, type, and maturity of their contained organic matter. In addition, analytical parameters derived from Rock-Eval pyrolysis can be used to infer the paleo-depositional environments of source rocks and the prevalence of oxic/anoxic conditions during their sedimentation (Kotarba et al. 2003). The amount of organic matter in a source rock includes the total organic carbon in the sample, which is expressed as a weight percentage and includes both kerogen and bitumen (Hunt 1996).
Organic petrography: In the present study, organic petrographic examinations were conducted by a Zeiss Axioplane II microscope under reflected light in oil immersion with 100x objective magnification. The organic matter contained in fine-grained shales has different petrography with respect to the organic matter preserved in coals (Gonçalves et al. 2024). Kerogen in coal seams may contain 90% detectable maceral and only 10% amorphous organic matter, but kerogen in shale rocks usually contains more than 50% amorphous organic matter (Mastalerz et al. 2018).
Discussion of Results & Conclusions
The combined application of Rock-Eval pyrolysis and organic petrography confirms the existence of an organic-rich interval sandwiched between organic-poor facies. According to our organic petrographic observations, the middle parts of the Pabdeh Formation contain distinct organic facies characterized by abundant AOM, SB, and framboidal pyrite in a dark-colored marl matrix. In contrast, the organic-poor intervals are characterized by calcareous lithology with abundant fossils and negligible AOM. These observations are consistent with the enhanced organic preservation during deposition of the middle parts of the Pabdeh Formation, which was most likely related to the prevalence of anoxia within the paleo-depositional environments. However, the organic-poor sections were deposited under suboxic regimes with minor preservation of the organic matter. These findings have practical implications for paleo-environmental reconstructions during deposition of the Pabdeh Formation. In addition, they provide new insights into variations of organic facies in the Pabdeh Formation as a potential source rock in the Cenozoic succession of the Zagros basin.
کلیدواژه‌ها [English]
صنعت نفت، نقش مهمی در عرضۀ جهانی انرژی و بهبود رشد اقتصادی و تکنولوژیکی دارد. کمربند چین‌خورده و راندۀ زاگرس ایران، یکی از پربارترین مناطق نفتی جهان با چندین تجمع فوق عظیم نفت و گاز است (Alipour 2024). بیشتر نفت حوضۀ زاگرس در فروافتادگی دزفول انباشته شده است (Bordenave and Huc 1995). این منطقه ازنظر چینه‌شناسی (James and Wynd 1965)، ساختار (Sherkati and Letouzey 2004; Mouthereau et al. 2012) و سیستم‌های نفتی (Bordenave and Burwood 1990; Alipour 2024)، مطالعه شده است. یکی از مهم‌ترین سنگ‌های منشأ هیدروکربنی در فروافتادگی دزفول، سازند کژدمیِ به سن آپتین ـ آلبین است که مخازن گروه بنگستان و آسماری را شارژ کرده است (Alipour 2022; Alipour 2024). سازند پابده به سن پالئوسن ـ الیگوسن، سنگ منشأ جوانی است که فقط در مناطق محدودی از حوضة زاگرس به بلوغ حرارتی کافی برای زایش هیدروکربن رسیده است (Alipour 2024).
در سال‌های اخیر، مطالعات متعددی دربارۀ ارزیابی ژئوشیمیایی آلی سنگ‌های منشأ پابده، با استفاده از تکنیک‌های پیرولیز راک ـ ایول[1] (Alizadeh et al. 2012; Safaei-Farouji et al. 2021; Hosseiny et al. 2024)، پتروگرافی آلی (Amiri and Alipour 2023a, b; Khazami and Alipour 2024) و آنالیز‌های نشانگرهای زیستی پیشرفته[2] (Alizadeh et al. 2020) انجام شده است. با وجود این، اطلاعات اندکی دربارۀ ویژگی‌های پتروگرافی آلی[3] سنگ منشأ پابده در فروافتادگی دزفول در دسترس بوده و رخسارة آلی آن هنوز بهدرستی شناخته نشده است. در همین راستا در مطالعة حاضر، نمونه‌های برداشته‌شده از سازند پابده در 2 چاه حفاری‌شده در تاقدیس‌های خویز و منصورآباد در بخش جنوب غربی ایران، با تلفیق روش‌های پیرولیز راک ـ ایول و پتروگرافی آلی بررسی شده‌اند (شکل 1). هدف از انجام این مطالعه، بررسی ویژگی‌های مواد آلی موجود در سازند پابده است تا رخسارة آلی و شرایط محیط رسوبی دیرینۀ این سازند، بهتر شناخته شود. نتایج به دست آمده از این مطالعه، به درک بهتر تغییرات عمودی ـ جانبی رخسارة آلی سازند پابده در فروافتادگی دزفول و مناطق مجاور، کمک می‌کند.
کمربند چین‌خورده و راندۀ زاگرس، بخشی از سیستم کوهزایی آلپ ـ هیمالیا در امتداد حاشیۀ شمال شرقیِ صفحۀ عربستان است که با توالی ضخیمِ رسوبات از پرکامبرین تا عهد حاضر مشخص می‌شود (Setudehnia 1978). کمربند زاگرس، نتیجۀ برخورد قاره‌ای بین صفحۀ عربستان و ایرانِ مرکزی (بهعنوان بخشی از صفحۀ اوراسیا) است (Takin 1972; Berberian and King 1981; Alipour 2023). کمربند زاگرس ازنظر ساختاری به دو زونِ منطقۀ مرتفع زاگرس[4] و کمربند چین‌خوردۀ سادۀ زاگرس[5] تقسیم می‌شود (Alavi 2007). در طی زمان زمین‌شناسی، تعامل میان چهارچوبِ ساختاری و نرخ رسوب‌گذاری در فروافتادگی دزفول، این منطقه را به یکی از مهم‌ترین مناطق هیدروکربنی جهان تبدیل کرده است (Sepehr and Cosgrove 2004; Alipour 2023). ساختارهای بررسی‌شده در این مطالعه (تاقدیس خویز و میدان منصورآباد) در دو طرف گسل پیشانی کوهستان واقع شده‌اند و به همین دلیل، به دو زون ساختاری ـ رسوبی متفاوت تعلق دارند (شکل 1). تاقدیس خویز در بخش به‌شدت چین‌خورده ـ گسل‌خوردة زاگرس و در زون ساختاری ایذه قرار دارد (شکل ۱)؛ در حالی که میدان نفتی منصورآباد، که در بلافصل تاقدیس خویز قرار دارد، در زون فروافتادگی دزفول جنوبی واقع شده است. این دو تاقدیس بهواسطة گسل پی‌سنگی پیشانی زاگرس[6]، از یکدیگر جدا شده‌اند (شکل ۱). عملکرد این گسل باعث شده است که توالی رسوبی قرار‌گرفته در دو طرف آن، متحمل شرایط تدفین بسیار متفاوتی شوند که با اختلاف عمق، نزدیک به 2500 متر در سازند پابده مشاهده می‌شوند.
شکل 1- پراکندگی جغرافیایی میدان‌های اصلی هیدروکربنی در حوضۀ زاگرس (شرکت ملی نفت ایران، NIOC) و موقعیت چاه‌های مطالعه‌شده در تاقدیس نفتی خویز و میدان منصورآباد
Fig 1- Geographic distribution of major hydrocarbon fields in the Zagros basin (National Iranian Oil Company, NIOC) and the location of the studied wells in the Khaviz Anticline and Mansourabad Oilfield
سازندِ پابده (به سن پالئوسن ـ الیگوسن) متشکل از مارن و شیل خاکستری روشن تا تیره، با منشأ دریایی و غنی از بقایای موجودات پلانکتونی است (James and Wynd 1965) (شکل 2). بخش‌های مارنی این سازند، عمدتاً در فروافتادگی دزفول گسترش دارند و به‌سمت لرستان و فارس به سازند جهرم، با ترکیب آهکی تغییر رخساره می‌دهند (James and Wynd 1965) (شکل 2). از دیدگاه سنگ‌شناسی، سازند پابده از سنگ‌های آهکی متناوب با لایه‌های نازک تا ضخیم و شیل‌های خاکستری با رنگ روشن تا تیره تشکیل شده است که سرشار از فرامینیفرهای پلانکتونی‌اند (Mohseni and Al‐Aasm 2004). این سازند در فروافتادگی دزفول، به سه بخش غیررسمی تقسیم شده است. بخش‌های پایینی و بالایی، محتوای آلی کم دارند و در شرایط نسبتاً اکسیدان[7] ته‌نشین شده‌اند. در مقابل، بخش‌های میانی این سازند، محتوای آلی نسبتاً بالاتری دارند و تحت شرایط بدون اکسیژن (احیایی)[8] رسوب کرده‌اند (Alizadeh et al. 2020)؛ بنابراین مشخص است که تنها بخش‌های میانیِ سازند پابده، پتانسیلِ کافی برای زایش هیدروکربن[9] را دارد و کل ضخامتِ سازند پابده، سنگ منشأ در نظر گرفته نمی‌شود. ازنظر بلوغ حرارتی، سازند پابده در ابتدایی‌ترین مراحلِ زایش هیدروکربن قرار دارد؛ اما در نواحی شمال شرقیِ فروافتادگی دزفول، بهدلیل تدفین عمیق، درجات بالاتری از بلوغ حرارتی را تجربه کرده است (Bordenave and Hegre 2010).
در این تحقیق، در‌مجموع 24 نمونه خردۀ حفاری (10 نمونه از چاه ِشمارۀ 11 میدانِ منصورآباد و 14 نمونه از چاهِ شمارۀ 2 تاقدیس خویز) از سازند پابده بررسی و مطالعه شده است. این نمونه‌ها ابتدا با استفاده از روش پیرولیز راک ـ ایول 6، آنالیز و پس از غربالگری اولیه، در‌مجموع 12 نمونه (6 نمونه از میدان منصورآباد و 6 نمونه از تاقدیس خویز)، برای مطالعاتِ دقیق‌تر پتروگرافی آلی تحت نور انعکاسی انتخاب شدند.
یکی از مهم‌ترین پیش‌نیازهای ارزیابیِ ژئوشیمیاییِ سنگ‌های منشأ، انتخاب تعداد کافی نمونه با فاصلۀ مناسب از سنگ‌های مطالعه‌شده است. در تحقیق حاضر به‌منظور پوشش‌دادن کلِ ضخامتِ سازند پابده، نمونه‌های خردۀ حفاری با فاصلۀ 20 متر جمعآوری شدند. نمونه‌های خردۀ حفاری، ابتدا با استفاده از یک میکروسکوپِ دوچشمی بررسی شدند تا ذرات نابرجای آنها، مانند قطعاتِ میکا (حاصل از گل حفاری) و براده‌های آهن (حاصل از فرسایش مته)، از خرده‌های حفاری جدا شوند. علاوه بر این، خرده‌های حفاری با استفاده از محلول دِترجِنت[10] و نرمال هگزان[11] (برای حذف هیدروکربن‌های نابرجای ناشی از گل حفاری) شست‌وشو شدند. در قدم بعد، نمونه‌های تمیز‌شده در هاونِ چینی پودر شدند. نمونه‌های پودر‌شده به مدت 24 ساعت در آوِن با دمای حدود 50 درجۀ سانتی‌گراد قرار داده شدند تا رطوبت احتمالی آنها گرفته شود. برای انجام آنالیز، تقریباً 70-50 میلی‌گرم از نمونه‌های پودر‌شده در کروسیبل[12] قرار داده شد و سپس با استفاده از روش پیرولیز راک ـ ایول (طبق روشِ استاندارد) آنالیز شدند (شکل 3).
شکل 2- ستون سنگ ـ چینه‌شناسی کرتاسه ـ سنوزوئیک حوضۀ زاگرس (Motiei 1993)
Fig 2- Generalized Cretaceous - Cenozoic lithostratigraphic column of the Zagros basin )Motiei 1993(
شکل 3- روش کار دستگاه پیرولیز راک ـ ایول و پارامترهای ژئوشیمیایی مهم به دست آمده از آن (Behar et al. 2001)
Fig 3- Analytical procedure of the Rock-Eval pyrolysis device and the main analytical parameters obtained from it (Behar et al. 2001)
دستگاه راک ـ ایولِ 6، یکی از ابزارهای رایج در صنعت نفت است که برای ارزیابی مقدار، نوع و بلوغ حرارتی مواد آلی موجود در سنگ‌های منشأ به کار می‌رود (Behar et al. 2001). علاوه بر این، پارامترهای متعددی که از آنالیز راک ـ ایول حاصل می‌شوند، در راستای تفسیر محیط‌های رسوبی دیرینۀ سنگ‌های منشأ به کار می‌روند (Hunt 1996).
مقدار مادة آلی در یک سنگ منشأ، شامل کل کربن آلی[13] نمونه است که به‌صورت درصدِ وزنی بیان و هم کروژن و هم بیتومن را شامل می‌شود (Hunt 1996). واژة کروژن نخستین بار، برای اشاره به مادۀ آلی موجود در شیل‌های نفتی استفاده شد که در طی گرم‌شدن، نفت تولید می‌کردند. بعدها این اصطلاح به تمام مواد آلیِ پراکنده در سنگ‌های رسوبی اطلاق شد که در اسیدهای غیر اکسیدکننده[14]، بازها[15] و حلال‌هایِ آلی[16]، نامحلول بودند (Hunt 1996). کروژن جزء خاصی از مواد آلی است که پس از خرد‌کردنِ نمونه و شستنِ آن با حلال‌های آلی، باقی می‌ماند؛ در حالی که بیتومن بخشی از مادۀ آلی است که در حلال‌های آلی حل می‌شود و عمدتاً با پارامتر S1 حاصل از آنالیز راک ـ ایول نمونه‌های سنگی پودر‌شده مطابقت دارد (Tissot and Welte 1984; Peters and Cassa 1994). به‌طور کلی، سه نوع اصلی کروژن با استفاده از داده‌های آنالیز راک ـ ایول تعیین می‌شود (با استفاده از نمودارهای شاخص هیدروژن[17] در مقابل شاخص اکسیژن[18]) که با طبقه‌بندی منتشر‌شده از سوی دانشمندان علوم زغال‌سنگ، مطابقت دارد (Stach et al. 1982; Taylor et al. 1998). هر‌چه مقدار نسبی هیدروژن در کروژن بیشتر باشد، پتانسیل زایشِ هیدروکربن آن بیشتر است. زایش محصولات نفتی/گازی در طولِ بلوغ، باعث کاهش تدریجیِ هیدروژن از ساختار کروژن می‌شود (Peters and Cassa 1994). در طی تجزیۀ حرارتیِ مواد آلی در کورة پیرولیز (شکل 3)، بخش‌های واکنش‌پذیرِ کروژن به محصولات هیدروکربنی تبدیل می‌شوند. این پتانسیل زایش، بهعنوان پارامتر S2 اندازه‌گیری می‌شود و پتانسیل زایشِ هیدروکربنِ باقی‌ماندۀ کروژن را نشان می‌دهد (Hunt 1996). پارامتر Tmax مربوط به دمایی است که در آن مقدار زایشِ هیدروکربن از کروژنِ قرار داده شده در شرایط پیرولیز، به بالاترین حدِ خود می‌رسد. این پارامتر در ابتدای پنجرۀ زایش نفت، حدود 350 درجۀ سانتی‌گراد است و در آخرین مراحل پنجرۀ نفتی، به مقادیر حدود 460 درجۀ سانتی‌گراد می‌رسد (Hunt 1996).
پس از غربالگری اولیة نمونه‌ها با استفاده از داده‌های حاصل از آنالیز راک ـ ایول، نمونه‌هایی با ویژگی‌های ژئوشیمیایی مناسب (برای مثال، محتوای مواد آلی بالاتر) برای مطالعات میکروسکوپیِ دقیق‌تر انتخاب شدند. این نمونه‌ها با استفاده از دستورالعمل‌های استاندارد ارائه‌شده، به‌صورت قرص‌های صیقلی[19] آماده شدند. در پژوهشِ حاضر، مطالعات پتروگرافی آلی با میکروسکوپ (Zeiss Axioplane II) زیر نور انعکاسی[20]، به حالت مستغرق در روغن ایمِرسیون[21]، با بزرگ‌نمایی چشمی 100 برابر انجام شدند (شکل 4).
شکل 4- میکروسکوپ(Zeiss Axioplane II) (a) و دستگاه عکسبرداری کامپیوتری(b) استفاده‌شده در این مطالعه
Fig 4- Zeiss Axioplane II microscope (a) and the associated computerized imaging device (b) used in this study
مواد آلی پراکنده‌شده در شیل‌های ریزدانه، ویژگی‌های پتروگرافی آلیِ متفاوتی نسبت‌به مواد آلی حفظ‌شده در زغالسنگها دارند (Taylor et al. 1998). ممکن است مواد آلیِ موجود در رگه‌های زغال‌سنگ حاویِ 90 درصد ماسرال تشخیص‌دادنی و تنها 10 درصد مادة آلی آمورف باشد؛ اما مواد آلی حفظ‌شده در داخل سنگ‌های شیلیِ ریزدانه، معمولاً در بر دارندة بیش از 50 درصد مواد آلی آمورف است (Gonçalves et al. 2024). بقایای تشخیص‌دادنی انواع مختلف مواد آلی، که به‌وسیلۀ مورفولوژی‌شان در زیر میکروسکوپ از یکدیگر متمایز می‌شوند، ماسرال[22] نامیده می‌شوند (Stach et al. 1982; Taylor et al. 1998)؛ بنابراین، بین سنگ‌های شیلی غنی از مادۀ آلی و زغال‌سنگ ازنظر محتویات ماسرالی، تفاوتهای چشمگیری انتظار می‌رود. مواد آلی پراکنده در سنگ‌های شیلی، به‌طور کلی به پنج گروه ماسرال دسته‌بندی می‌شوند (Mastalerz et al. 2018; Liu et al. 2022) (شکل 5). ماسرال‌های اولیه نمایانگر ویترینایت[23]، لیپتینایت[24] (شامل آلژینایت[25] و مادۀ آلی آمورف یا آمورفینایت/بیتومینایت[26])، اینرتینایت[27] و زئوکلاست‌ها[28] هستند (شکل 5). در مقابل، ماسرال‌های ثانویه، از‌طریق تبدیل حرارتیِ ماسرال‌های اولیه تولید می‌شوند و شامل بیتومنِ جامد[29] و پیروبیتومن[30] هستند (Liu et al. 2022) (شکل 5).
شکل 5- طبقه‌بندی کلیِ مواد آلیِ پراکنده (مادۀ آلی اولیه و ثانویه) در سنگ‌های منشأ (Mastalerz et al. 2018)
Fig 5- Generalized classification of dispersed organic matter (primary and secondary organic matter) in source rocks (Mastalerz et al. 2018)
شایان ذکر است که مادۀ آلی آمورف (AOM)، رایج‌ترین نوع مادۀ آلی در سنگ‌های شیلی است (Liu et al. 2022). رنگ مادۀ آلی آمورف زیر نور انعکاسی به حالت مستغرق در روغن، بسته به میزان تکامل حرارتی آن، خاکستری تیره، قهوه‌ای تا سیاه است (Liu et al. 2019). این ماسرال‌ها پس از پیک دمای پنجرۀ نفتی، بهدلیل تبدیل به نفت و گاز، ناپدید می‌شوند (Mastalerz et al. 2018; Liu et al. 2020). علاوه بر این، ممکن است سنگ‌های شیلی غنی از مادۀ آلی، حاوی ماسرال‌های آلژینایت فراوانی باشند که از اجسام جلبکی مشتق شده‌اند و معمولاً پتانسیل زایشِ هیدروکربن بالایی دارند (Hackley et al. 2018; Gonçalves et al. 2024). آلژینایت در زیر نور سفیدِ انعکاسی و به حالت مستغرق در روغن، رنگ قهوه‌ایِ کهربایی دارد (Liu et al. 2019). ممکن است مقادیر ناچیزی ویترینایت، در سنگ‌های شیلیِ غنی از مادۀ آلی نیز وجود داشته باشد. این ماسرال‌ها از گیاهان عالی خشکی مشتق می‌شوند و پتانسیلِ زایشِ متان دارند (Taylor et al. 1998).
به‌طور کلی، ماسرال‌های اولیه در طیِ بلوغ حرارتی، به نفت، بیتومن جامد و پیروبیتومن تبدیل می‌شوند (Suárez-Ruiz et al. 2012). بیتومنِ جامد، یک مادة آلیِ نیمه‌جامد است که در زیر نور سفید انعکاسی، بی‌شکل و مات به نظر می‌رسد (Sanei 2020). وجود این ماسرال‌ها در فراوانی‌های مختلف در نمونه‌ها، نشاندهندۀ زایش یا مهاجرتِ محلی هیدروکربن است. این ماسرال‌ها عموماً شکلِ فضا یا حفره‌ای را به خود می‌گیرند که آن را اشغال کرده‌اند (Mastalerz et al. 2018). اگر بیتومن جامد در معرض شکست حرارتی ثانویه در پنجرة گاز خشک[31] قرار بگیرد، به پیروبیتومن تبدیل می‌شود (Liu et al. 2022) که اساساً فاقد پتانسیل هیدروکربنزایی است (Sanei 2020).
نتایج حاصل از پیرولیز راک ـ ایولِ نمونه‌های سازند پابده در میدان‌های نفتی مطالعه‌شده (جدول ۱)، نشاندهندۀ وجود مواد آلی فراوان (مقادیر TOC بالا) با پتانسیل زایشِ هیدروکربن کافی (قرائت S2 بالا) است. براساس دستورالعمل‌های استانداردی که قبلاً منتشر شده است (Peters and Cassa 1994)، سازند پابده، سنگِ منشأ بسیار خوب تا عالی شمرده و در تاقدیس‌های مطالعه‌شده، طبقه‌بندی می‌شود.
جدول ۱- نتایج پیرولیز راک ـ ایول نمونه‌های سازند پابده در تاقدیس خویز (چاه شمارۀ 2) و میدان نفتی منصورآباد (چاه شمارۀ 11) نمونه‌هایی که برای مطالعات پتروگرافی آلی انتخاب شده‌اند، به‌صورت بولد با رنگ قرمز مشخص شده‌اند.
Table 1- Rock-Eval pyrolysis results for the Pabdeh Formation samples in the Khaviz Anticline (well#2) and Mansourabad Oilfield (well#11). Samples selected for organic petrographic examinations are highlighted in boldface with a red color.
|
Oilfield |
Depth (m) |
TOC (wt%) |
Tmax (֯C) |
S1 (mg HC/g rock) |
S2 (mg HC/g rock) |
S3 (mg CO2/g TOC) |
HI (mg HC/g TOC) |
OI (mg CO2/g TOC) |
PI |
|
Khaviz |
232 |
0.21 |
420 |
0.13 |
0.15 |
0.24 |
71 |
114 |
0.46 |
|
Khaviz |
264 |
0.43 |
423 |
0.02 |
0.25 |
0.27 |
58 |
63 |
0.08 |
|
Khaviz |
290 |
1.19 |
428 |
0.13 |
3.47 |
0.43 |
292 |
36 |
0.04 |
|
Khaviz |
330 |
0.52 |
422 |
0.04 |
0.45 |
0.32 |
87 |
62 |
0.08 |
|
Khaviz |
350 |
1.01 |
431 |
0.02 |
1.46 |
0.46 |
145 |
46 |
0.01 |
|
Khaviz |
448 |
1.65 |
424 |
0.31 |
7.36 |
0.49 |
446 |
30 |
0.04 |
|
Khaviz |
472 |
2.37 |
421 |
0.24 |
11.73 |
0.66 |
495 |
28 |
0.02 |
|
Khaviz |
490 |
6.46 |
414 |
0.78 |
34.94 |
0.96 |
541 |
15 |
0.02 |
|
Khaviz |
500 |
4.82 |
417 |
1.03 |
27.62 |
0.81 |
573 |
17 |
0.04 |
|
Khaviz |
510 |
3.21 |
415 |
0.35 |
17.97 |
0.68 |
560 |
21 |
0.02 |
|
Khaviz |
516 |
4.49 |
418 |
0.74 |
25.75 |
0.78 |
573 |
17 |
0.03 |
|
Khaviz |
534 |
4.57 |
416 |
0.59 |
25.54 |
0.85 |
559 |
19 |
0.02 |
|
Khaviz |
566 |
2.58 |
420 |
0.26 |
13.21 |
0.83 |
512 |
32 |
0.02 |
|
Khaviz |
589 |
2.48 |
422 |
0.29 |
13.15 |
0.53 |
530 |
21 |
0.02 |
|
Mansourabad |
2916 |
1.66 |
435 |
2.42 |
5.8 |
0.47 |
349 |
28 |
0.43 |
|
Mansourabad |
2962 |
1.17 |
439 |
2.85 |
4.03 |
0.61 |
346 |
53 |
0.41 |
|
Mansourabad |
3010 |
4.4 |
425 |
4.44 |
22.47 |
1.07 |
510 |
24 |
0.17 |
|
Mansourabad |
3030 |
5.26 |
426 |
6.39 |
26.3 |
0.77 |
500 |
15 |
0.22 |
|
Mansourabad |
3050 |
5.6 |
424 |
5.53 |
29.71 |
0.89 |
530 |
16 |
0.16 |
|
Mansourabad |
3070 |
3.88 |
426 |
4.03 |
19.07 |
0.87 |
429 |
23 |
0.17 |
|
Mansourabad |
3100 |
4.18 |
426 |
4.08 |
17.84 |
0.99 |
426 |
24 |
0.19 |
|
Mansourabad |
3140 |
1.83 |
432 |
1.88 |
7.78 |
1.39 |
426 |
76 |
0.33 |
|
Mansourabad |
3208 |
1.29 |
434 |
2.13 |
4.66 |
0.88 |
362 |
69 |
0.43 |
|
Mansourabad |
3228 |
1.24 |
436 |
2.09 |
4.64 |
0.8 |
374 |
65 |
0.43 |
نمودار شاخص هیدروژن در مقابل شاخص اکسیژن، نشان می‌دهد که نمونه‌های مطالعه‌شده عمدتاً حاوی مادۀ آلی نوع II با مقادیر جزئی مادۀ آلی نوع II/III هستند (شکل 6 a). در صورت رسیدن به بلوغ کافی، این نوع مواد آلی به ترتیب قادر به زایش نفت و نفت ـ گاز هستند؛ با این حال، نمودار شاخص هیدروژن در مقابل Tmax برای نمونه‌های مطالعه‌شدۀ ما نشان می‌دهد که سازند پابده، بلوغ حرارتی مطابق با مراحل اولیۀ زایش هیدروکربن را دارد (شکل 6 b). پراکندگی جزئی در قرائت‌های Tmax، به غنای هیدروژن در نمونه‌های مطالعه‌شده نسبت داده می‌شود (Hunt 1996)؛ زیرا نمونه‌هایی با مقادیر HI بالاتر، بیشتر با قرائت‌های Tmax پایین‌تر همراه‌اند (جدول ۱ و شکل 6).
شکل 6- نمودار شاخص هیدروژن در مقابل شاخص اکسیژن، نشاندهندۀ نوع مادۀ آلی (a) و نمودار شاخص هیدروژن در مقابل Tmax، نشان‌دهندة بلوغ حرارتی (b) (Hunt 1996) برای نمونه‌های سازند پابده در تاقدیس‌های خویز و منصورآباد
Fig 6- HI versus OI diagram indicating the type of organic matter (a), and HI versus Tmax diagram indicating the level of thermal maturity (b) (Hunt 1996) for samples from the Pabdeh Formation in Khaviz and Mansourabad anticlines
بررسی نتایج پیرولیز در نیمرخ عمودی نشان می‌دهد که بخش‌های میانی سازند پابده، دارای مقادیر HI و TOC نسبتاً بالاتری نسبت‌به بخش‌های بالایی و پایینی است (شکل 7) که با نتایج منتشر‌شدۀ قبلی مطابقت دارد (Alizadeh et al. 2020).
شکل 7- پروفیل عمودی پارامترهای راک ـ ایول به دست آمده برای نمونه‌های سازند پابده در تاقدیس خویز و میدان منصورآباد، نشاندهندۀ وجود یک بخش غنی از مادۀ آلی در قسمت‌های میانی سازند پابده است.
Fig 7- Vertical profiles of Rock-Eval parameters obtained for Pabdeh samples in the Khaviz Anticline and Mansourabad Oilfield indicating the presence of organic-rich intervals in the middle parts of the Pabdeh Formation.
برای تشخیص دقیق‌تر ماهیت مواد آلیِ موجود در سازند پابده، نمونه‌های انتخاب‌شده از این سازند (جدول ۱) با استفاده از روش‌های پتروگرافی آلی بررسی شدند. مطابق با نتایج به دست آمده از پیرولیز راک ـ ایوال (برای مثال شکل 7)، مشاهدات میکروسکوپی نشان دادند که بخش‌های میانی سازند پابده ازنظر پتروگرافی آلی، حاوی سرشت متفاوتی نسبت‌به بخش‌های زیرین و بالایی آن‌اند. به عبارت دیگر، قسمت‌های میانی سازند پابده ازنظر مواد آلی آمورف بسیار غنیترند (شکل 8). علاوه بر این، این بخش‌ها معمولاً با حضور غالبِ پیریت فرمبوئیدال و همچنین مقادیر درخور توجهی از بیتومن جامد همراه‌اند (شکل 8).
شکل 8- عکسهای پتروگرافی آلی از بخش‌های غنی از مادۀ آلی موجود در سازند پابده در تاقدیس‌های مطالعه‌شده
فتومیکروگراف‌های A، B، C (3010 متر)؛ D، E، F (3050 متر)؛ G، H، I (۳۱۰۰ متر) مربوط به میدان منصورآبادند. فتومیکروگراف‌های J، K (427 متر)؛ L، M، N، O (510 متر)؛ P، Q، R (566متر) مربوط به تاقدیس خویز هستند. اختصارات: AOM = ماده آلی آمورف،FP = پیریت فرمبوئیدال، SB = بیتومن جامد،P = پیریت و FO = فسیل.
Fig 8- Example photomicrographs showing the general characteristics of organic-rich intervals within the Pabdeh Formation in the studied oil fields. Photomicrographs A, B, C (3010m); D, E, F (3050m); and G, H, I (3100m) are from Mansourabad Field. Photomicrographs J, K (472m); L, M, N, O (510m); and P, Q, R (566m) are from Khaviz Anticline. Abbreviations: AOM = amorphous organic matter, FP = framboidal pyrite, SB = solid bitumen, P = pyrite and FO = fossil.
وجود بیتومن جامد در نمونه‌های مطالعه‌شده از سازند پابده، نشاندهندۀ شروع زایش هیدروکربن از مواد آلیِ مربوطه است. این نتیجه‌گیری همچنین با داده‌های پیرولیز راک ـ ایول تأیید می‌شود که نشان می‌دهند سازند پابده، در مراحل اولیه زایش نفت قرار دارد (شکل 6 b)؛ بنابراین، براساس مشاهدات پتروگرافی آلی، نتیجه گرفته می‌شود که بخش‌های غنی از مادۀ آلیِ سازند پابده در میدان‌های نفتی مطالعه‌شده، حاوی مواد آلی آمورف بسیار واکنشپذیرند که فرآیند زایشِ هیدروکربن در آنها آغاز شده است. با وجود این، شواهد محکمی از خروج هیدروکربن‌های زایش‌یافته در دسترس نیست و شناخت این فرآیند مستلزم انجام مطالعات بیشتری است. به‌طور کلی، قسمت غنی از مادۀ آلی واقع در بخش‌های میانی سازند پابده، با همنشینیِ نزدیک بین مادۀ آلی آمورف و پیریت فرمبوئیدال، در یک ماتریکس مارلیِ تیره‌رنگ مشخص می‌شود (شکل ۸). این مشاهدات نشان می‌دهند که شرایط محیط رسوبی دیرینه، برای حفظ‌شدگیِ مواد آلی در طول تهنشینیِ این بخش‌ها بسیار مطلوب بوده است.
در مقابل، نمونه‌های قسمت‌های بالایی و پایینی سازند پابده، نشاندهندۀ ویژگی‌های پتروگرافی آلی متفاوتی‌اند. این بخش‌ها عموماً دارای مواد آلی آمورف کمتری هستند (شکل 9). علاوه بر این، نمونه‌های بخش‌های پایینی و بالایی سازند پابده، با ماتریکس آهکی رنگ روشن حاوی فسیل‌های فراوان و پیریت شکل‌دار[32] مشخص می‌شوند (شکل 9). همچنین بیتومنِ جامد در نمونه‌های فقیر از مادۀ آلی، در مقادیر کمتری وجود دارد و عمدتاً حفره‌های حجراتِ فسیلی را پر می‌کند (شکل 9). منشأ بیتومن جامدِ موجود در رخساره‌های فقیر از مادۀ آلیِ سازند پابده، هنوز بهدرستی مشخص نیست و شناخت آن به بررسی‌های ژئوشیمیایی دقیقتری نیاز دارد؛ اما این بیتومن جامد ممکن است برخاسته از هیدروکربن‌های زایش‌یافته از بخش‌های غنی از مادۀ آلیِ سازند پابده (بخش‌های میانی) باشد. به‌طور کلی، مشاهدات پتروگرافی نشان می‌دهند که بخش‌های فقیر از مادۀ آلیِ سازند پابده، در محیط رسوبیِ دیرینه با شرایط اکسیدان تهنشست یافتهاند (شکل 9).
شکل 9- عکسهای پتروگرافی آلی از بخش‌های فقیر از مادۀ آلی مربوط به سازند پابده در تاقدیس‌های مطالعه‌شده
فتومیکروگراف‌های A، B (2962 متر)؛ C، D (3140 متر)؛ E، F، G (3208 متر) مربوط به میدان نفتی منصورآباد هستند. فتومیکروگراف‌های H، I، J (290 متر)؛ K، L (۳۵۰ متر)؛ و M، N، O، P، Q، R (448 متر) مربوط به تاقدیس خویز هستند. اختصارات: AOM = مادۀ آلی آمورف،P = پیریت،EP = پیریت یوهدرال، FO = فسیل،PW = دیواره پیریتی، SB = بیتومن جامد،OX = زون اکسید شده.
Fig 9- Example photomicrographs from the organic-poor intervals of the Pabdeh Formation in the studied anticlines. Photomicrographs A, B (2962m); C, D (3140m); and E, F, G (3208m) are from the Mansourabad Field. Photomicrographs H, I, J (290m); K, L (350m); and M, N, O, P, Q, R (448m) are from the Khaviz Anticline. Abbreviations: AOM = amorphous organic matter, P = pyrite, EP = euhedral pyrite, FO = fossil, PW = pyritic wall, SB = solid bitumen, OX = oxidized zone.
براساس نتایج پیرولیز راک ـ ایولِ به دست آمده برای 24 نمونه از سازند پابده در (چاه شمارۀ 2) از تاقدیس خویز و (چاه شمارۀ 11) میدان منصورآباد، مواد آلیِ موجود در این سازند، از نوع II و II/III طبقه‌بندی می‌شود. همچنین نمودار HI در مقابل Tmax برای نمونه‌های مطالعه‌شده نشان می‌دهد که سازند پابده در مراحل ابتداییِ هیدروکربنزایی در میدان‌های نفتی مطالعه‌شده قرار دارد. برای روشنترشدن بیشتر و بهترِ ماهیت مواد آلیِ رسوبی، نمونه‌های منتخب از سازند پابده، با استفاده از روش پتروگرافی آلی بررسی شدند. کاربرد تلفیقی پیرولیز راک ـ ایول و پتروگرافی آلی، وجود یک بخش غنی از مادۀ آلی را تأیید می‌کند که بین رخساره‌های فقیر از مادۀ آلی قرار گرفته است. براساس مشاهدات پتروگرافی آلی، بخش‌های میانی سازند پابده حاوی رخساره‌های آلی متمایزی‌اند که با فراوانی مادۀ آلی آمورف، بیتومن جامد و پیریت فرمبوئیدال در یک ماتریکس مارلی تیره رنگ مشخص می‌شوند. در مقابل، بخش‌های فقیر از مادۀ آلی عمدتاً دارای سنگ‌شناسی آهکی، فسیل‌های فراوان و مقادیر ناچیزی مادۀ آلی آمورف‌اند. این مشاهدات نشان‌دهندة حفظ‌شدگیِ بهتر مواد آلی در حین تهنشستِ بخش‌های میانی سازند پابده‌اند که به احتمال زیاد مرتبط با گسترش شرایط بدون اکسیژن (احیایی) در محیط رسوبیِ دیرینه است. در مقابل، بخش‌های فقیر از مادۀ آلی تحت رژیم‌های اکسیژندار، با حفظ‌شدگیِ ضعیفتر مواد آلی نهشته شده‌اند. این نتایج برای بازسازی شرایط محیطی دیرینه در حین رسوب‌گذاری سازند پابده، اهمیت ویژهای دارند. علاوه بر این، یافته‌های حاصل از این مطالعه، بینش جدیدی را دربارۀ تغییرات جانبی و عمودی رخسارة آلی در سازند پابده، بهعنوان یک سنگ منشأ بالقوه در رسوبات سنوزوئیکِ حوضۀ زاگرس ارائه می‌دهند.
[1] Rock-Eval pyrolysis
[2] Advanced biomarker analyses
[3] Organic petrography
[4] High Zagros Zone (HZZ)
[5] Zagros Simple Folded Belt Zone (ZSFB)
[6] Mountain Frontal Fault (MFF)
[7] Oxic conditions
[8] Anoxic conditions
[9] Hydrocarbon generation
[10] Detergent
[11] n-hexane
[12] Crucible
[13] Total Organic Carbon (TOC)
[14] Non-oxidizing acids
[15] Bases
[16] Organic solvents
[17] Hydrogen Index (HI)
[18] Oxygen Index (OI)
[19] Polished pellets
[20] Reflected light
[21] Immersion Oil
[22] Maceral
[23] Vitrinite
[24] Liptinite
[25] Alginite
[26] Amorphinite/Bituminite
[27] Inertinite
[28] Zooclast
[29] Solid bitumen
[30] Pyrobitumen
[31] Dry Gas window
[32] Euhedral pyrite
)