مطالعه پتروگرافی و ژئوشیمیایی افق‌های زغالدار سازند پابده در جنوب غرب ایوان غرب

      پی‌جویی برای دستیابی به ذخایر جدید زغال‌سنگ با توجه به پایان‌پذیر بودن ذخایر کشف شده ضرورتی اجتناب‌ناپذیر است. لذا دغدغه اتمام ذخایر کشف شده، زمین‌شناسان را بر آن می‌دارد که در پی اکتشاف ذخایر جدید برآیند. تا یک دهه پیش، حوضه زاگرس فاقد پتانسیل اکتشاف زغال‌سنگ محسوب می‌گشت، اما با توجه به گزارشاتی که وجود افق‌های زغال‌دار را در شمال غرب حوضه زاگرس اثبات نموده است (صداقت و شاوردی، 1377) نیاز به پژوهش بیشتری در این زمینه در این حوضه احساس می‌شود. این افق‌ها در استان‌های ایلام و کرمانشاه در سازندهای پابده، گورپی و گچساران وجود دارند. افق‌های زغال‌دار در حوضه‌های درون فلاتی (Intrashelf basin) و تحت تأثیر دریا تشکیل شده‌اند که مطالعات شوری دیرینه دراین پژوهش (35/0%=B₂O₃) نیز این مطلب را تأیید می‌کند (استانلی، 1990). تشکیل این افق‌ها نشانه انباشت آنها در شرایط فقیر از اکسیژن (dyoxic) در عرض‌های جغرافیایی کم می‌باشد (باردنف و هاک، 1995). چندین معدن از این نوع در منطقه وجود دارد که تعدادی از آنها فعال می‌باشد. معادن فعال دارای ذخیره‌های کم در حدود 4 تا 5 هزار تن می‌باشد که به وسیله مردم محلی و با وسایل ابتدایی استخراج و بارگیری می‌شود (شکل 1).

      به همین منظور منطقه‌ای در جنوب غرب شهرستان ایوان غرب که در آن سازند پابده رخنمون وسیعی دارد، انتخاب گردید. این منطقه در بین عرض‌های "55'48º33تا  "32'50º33 شمالی و طول‌های "51'9º46تا "22'10º46 شرقی قرار دارد و ارتفاع آن 2178 متر از سطح آبهای آزاد است.

 

 

      هدف اصلی این پژوهش بررسی افق‌های زغال‌دار سازند پابده (پالئوسن فوقانی ـ الیگوسن زیرین) در محدوده شهرستان ایوان غرب از دیدگاه ماسرال‌های تشکیل دهنده و بررسی پتانسیل هیدروکربن‌زایی این افقها می‌باشد. این پژوهش بر مبنای دو گروه از داده‌ها صورت گرفته است:  

1- مطالعات پتروگرافی زغال‌ها در نور انعکاسی

2- مطالعات ژئوشیمیایی که شامل پیرولیز راک ـ اوال و تعیین درصد مواد فرار و خاکستر می‌باشد. جهت اندازه‌گیری درصد مواد فرار و خاکستر این نمونه‌ها از استانداردهای ASTM استفاده شده است.

 

 

      دراین پژوهش دو برش سطحی از رخنمون‌های سازند پابده در ناحیه ایران غرب انتخاب و مورد بررسی قرار گرفتند. این سازند از تناوب لایه‌های آهکی، مارنی و شیلی تشکیل شده است که افق‌های زغال‌دار در بخش بالایی و میانی این توالی قرار گرفته است.

      این افق‌های زغال‌دار شامل رگه اصلی با ضخامت 20/1 متر و رگه‌های فرعی به ضخامت 30 تا 45 سانتی‌متر می‌باشد که نسبت به رگه اصلی گسترش محدودتری را دارا هستند. براساس مطالعات انجام شده،  این نمونهها از نوع هومیک غنی از ویترینیت می‌باشد. این زغال‌ها شامل ماسرال‌های ویترینیت (40 تا 80%)، اینرتینیت (5 تا 50%) و لیپتینیت (5 تا 15%) می‌باشد (جدول 1).

       ماسرال ویترینیت غالباً از نوع تلی‌نیت و به مقدار کمتر از کورپوکولینیت تشکیل شده است. ماسرال تلی‌نیت با دیواره سلولی متمایز (شکل 2) و ماسرال کورپوکولینیت به صورت توده‌های بیضوی و کروی شکل دیده می‌شود (شکل 3). ماسرال اینرتینیت عمدتاً از ماکرینیت و به مقدار کمتر از میکرینیت تشکیل شده است. ماکرینیت به صورت قطعات بزرگ با حاشیه اکسید شده و یا به صورت قطعات کوچک در زمینه‌ای از ویترینیت قرار گرفته است (شکل 4). ماسرال لیپتینیت نیز به مقدار کمتر نسبت به دو گروه ماسرالی دیگر (5 تا 15%) مشاهده شده است (شکل 5). وجود لیپتینیت و فراوانی ویترینیت نشان‌دهنده غالب بودن شرایط احیایی در هنگام رسوبگذاری است ومیزان نسبتاَ زیاد اینرتینیت نیز نشان دهنده شرایط اکسیدان پس از رسوبگذاری می‌باشد (هانت، 1995؛ کوری و همکاران، 1998). ترکیب ماسرالی در پتانسیل تولید و تراوش نفت‌های بدون مواد فرار (35-25=API) می‌تواند مفید باشد، با این وجود بررسی ماسرال‌ها همیشه نمی‌تواند به تنهایی یک شاخص خوب برای تعیین پتانسیل هیدروکربن‌زایی زغال‌ها باشد (هانت، 1995؛ کوری و همکاران ، 1998؛ اسنودون و همکاران، 2002). لذا جهت بررسی بیشتر آنالیزهای ژئوشیمیایی نیز بر روی نمونه‌ها انجام گرفته است.

 

 

      تا اواخر دهه 1960 اکثر زمین شناسان معتقد بودند که زغال‌ها به عنوان سنگ منشأ گاز به حساب می‌آیند، ولی وجود بیتومن و تجمعات نفت سنگین مومی که گاهی به صورت تراوش‌های نفتی در سطح زمین آشکار می‌شوند، نشان داد که احتمالاً بخشی از هیدروکربن‌های مایع جهان می‌تواند از زغال منشأ گرفته باشد (هانت، 1995). زغال‌های هومیک از نظر محتوای ماسرالی و ترکیب شیمیایی بسیارناهمگن می‌باشند. اغلب زغال‌های هومیکی که قادر به تولید و تراوش نفت‌های بدون مواد فرار هستند (35-25=API) و متعلق به کرتاسه و ترشیاری هستند در استرالیا، زلاند نو و آسیای جنوب شرقی قرار دارند. در مقابل آن زغال‌های هومیک ژوراسیک میانی از سازندهای هاگین و اسلایپنردردریای شمال قابلیت تولید و تراوش دو گانه نفت‌های بدون مواد فرار و نفت‌های با مواد فرار (45-35=API) را دارد (کوری و همکاران، 1998). با توجه به مشابهت‌های زیادی که نتایج حاصل از مطالعات پتروگرافی و پیرولیز راک ـ اوال سازندهای هاگین و اسلایپنردر دریای شمال با نتایج بدست آمده از سازند پابده دارند، این دو گروه نتایج در جدول (1) با هم مقایسه شده‌اند.

 

 

      این مطالعات شامل سنجش پارامترهای پیرولیزی و پارامترهای تقریبی (مواد فرار و خاکستر) بر روی 8 نمونه از افق‌های زغال‌دار این سازند می‌باشد. این نتایج در جدول (1) و (2) به طور کامل ذکر شده است.

 

بحث

 

      مطالعاتی که بر روی افق‌های زغال‌دار در نقاط مختلف انجام شده است، نشان می‌دهد که در T_max (^oC430-420)، R_o (6/0%-55/0%) و HI (mgHc/orgc300-200) شرایط برای شروع تولید هیدروکربن مایع، مهیاست. در T_max (^oC440-430)، R_o (8/0%-6/0%) و HI (mgHc/orgc450-300) شرایط علاوه بر تولید نفت، برای تراوش آن نیز مناسب است (دوراند و پارات، 1983؛ مارکیز، 1992؛ هانت، 1995؛ کوری و همکاران، 1998؛ اسنودون و همکارن، 2002). جهت بررسی زغال‌ها به عنوان سنگ منشأ نفت علاوه بر مطالعات ژئوشیمیایی باید سن، درجه بلوغ زغال‌ها و نوع ماسرال تشکیل دهنده آن نیز در نظر گرفته شود. مواد با منشأ گیاهی مزوزوئیک و بخصوص سنوزوئیک از واکس‌ها غنی‌تر بوده و پتانسیل تولید هیدروکربن مایع آنها بیشترمی‌باشد. درجه بلوغ زغال‌ها ازاین نظر اهمیت دارد که میدان پایداری اکثر هیدروکربن‌های مایع تولید شده از زغال‌ها از لیگنیت‌ها شروع و تا زغال‌های بیتومینه با مواد فرار زیاد ادامه دارد. زغال‌های بالغ نسبت به زغال‌های نابالغ بیشتر مولد هیدروکربن مایع هستند و این به دلیل دوباره ترکیب شدن اجزای غنی از هیدروژن درون ماتریکس زغال در طی بلوغ حرارتی می‌باشد (بورهام و همکاران، 1999). ماسرال‌های گروه لیپتینیت دارای محتوی هیدروژن بیشتری نسبت به بقیه گروههای ماسرالی هستند، بنابراین هرچه مقدار این ماسرال‌ها در سنگ بیشتر باشد، مقدار هیدروکربن مایع تولید شده بیشتر خواهد بود. براساس مطالعات انجام شده، جهت تولید هیدروکربن مایع باید مقدار این نوع ماسرال از 10 درصد بیشتر باشد (استاش و همکاران 1975؛ اسنودون،‌ 2002). در نمودار شاخص هیدروژن در برابر T_max (شکل 6) نمونه‌های مطالعه شده درمرحله mature و تولید نفت (oil zone) قرارمی‌گیرند و در برگیرنده مخلوطی از کروژن‌های تیپ II و III می‌باشد. براساس میانگین T_max نمونه‌های آنالیز شده (^oC37/441) و انعکاس ویترینیت (6/0%) آن ها، این نمونه‌ها از نظر بلوغ حرارتی د رمرحله mature و از نظر تولید هیدروکربن در بالای پنجره تولید نفت قرارمی‌گیرند. پایین بودن میزان شاخص تولید (05/0-03/0=PI) به دلیل پایین بودن میزان S₁ و بالا بودن مقدار S₂ است که در مورد نمونه‌های زغال کاملاً طبیعی است و اصولاً شاخص تولید یک اندیس مناسبی برای تعیین پتانسیل هیدروکربن‌زایی در مورد نمونه‌های زغال نیست (اسنودون و همکاران، 2002).

 

محدودیت‌ها و ملاحظات

 

      پارامترهای اندیس هیدروژن و محتوای ماسرالی به تنهایی شاخص‌های دقیقی برای بررسی پتانسیل و تولید هیدروکربن مایع از زغال‌های هومیک نیست. فراوانی اجزای دیرگداز در زغال‌سنگ‌ها می‌تواند منجر به احتراق ناقص آن ها در طی آنالیز راک ـ اوال گردد که منجر به تعیین TOC پایین‌تر از مقدار واقعی و HI بیشتر از مقدار واقعی می‌شود. مشکل احتراق ناقص به طور عمده‌ای در دمای اکسیداسیون بالاتر از ^oC850 و با استفاده از دستگاه راک ـ اوال تیپ 6 قابل برطرف شدن است (اسنودون و همکاران، 2002).

      در برخی زغال‌های غنی از هیدروژن تحت تأإثیر دریا (مشابه افق‌های زغال‌دار سازند پابده) میزان انعکاس ویترینیت و T_max کمتر از حد واقعی خود نشان داده می‌شود (ژرژوهمکاران، 1994؛ دیسل و همکاران، 1998) که حتی برخی محققین میزان کاهش برای انعکاس ویترینیت را تا 2/0% بیان می‌کنند (دیسل و همکاران، 1998). پس با توجه به محدودیت‌های ذکر شده بهتراست برای تعیین پتانسیل هیدروکربن‌زایی زغال‌های هومیک از مجموع پارامترهای ژئوشیمیایی و پتروگرافی استفاده گردد. به علاوه برای بررسی‌های دقیق‌تر نیاز به آنالیزهای GC-Mass و NMR و تعیین نسبت اتمی H/C و O/C احساس می‌شود که در پژوهش‌های آینده مورد بررسی قرار خواهند گرفت.

 

نتیجه‌گیری

 

1- براساس مطالعات انجام شده، نمونه‌های مورد مطالعه از نوع هومیک غنی از ویترینیت می‌باشد. این زغال‌ها شامل ماسرال‌های ویترینیت، اینرتینیت و لیپتینیت است.

2- ماسرال ویترینیت غالباً از نوع تلی‌نیت و به مقدار کمتر از کورپوکولینیت تشکیل شده است.

3- ماسرال اینرتینیت عمدتاً از ماکرینیت و به مقدار کمتر از میکرینیت تشکیل شده است.

4- همراهی لیپتینیت با ویترینیت فراوان نشان‌دهنده غالب بودن شرایط احیایی درهنگام رسوبگذاری است.

5- میزان نسبتاً بالای اینرتینیت نشان‌دهنده شرایط اکسیدان پس از رسوبگذاری است.

6- TOC نمونه‌های مورد مطالعه بین 45 تا 77 درصد، HI بین 200 تا 450 (mgHc/orgc)، T_max از
^oc430 تا ^oC 448 و انعکاس ویترینیت از 56/0 تا 65/0 درصد متغیر است.

7- برای بررسی پتانسیل هیدروکربن‌زایی زغال‌های هومیک علاوه بر مطالعات ژئوشیمیایی، سن، درجه بلوغ زغال‌ها و محتوای ماسرالی آنها نیز باید در نظر گرفته شود.

8- کروژن این نمونه‌ها مخلوطی از کروژن‌های تیپ II و III است و در بالای پنجره تولید نفت قرار گرفته‌اند.

 

ـ صداقت، م. ا.، شاوردی، ت. 1377. گزارش نقشه زمین‌شناسی 1:100000 ایلام. سازمان زمین‌شناسی و اکتشافات معدنی کشور.

 

 

 

 

 

-            Boreham, C. J., Horsfield, B., Schenk, H. J., 1999. Prodicting quantities of oil and gas generated from Australian Permian Coals, Bowen Basin using pyrolytic methods. Marine and Petroleum Geology 16, 165-188.

-            Bordenave, M. L., and HUC, A. Y. (1995). The cretaceous source rocks in the zagros foothills of Iran, Reve De Institut Francais DU Petrology, Vol. 50, No. 6, pp. 727-754.

-            Curry, D. J., Isaksen, G. H., Yeakel, J. D., 1998. Controls on the oil and gas potential of humic coals. Organic Geochemistry, Vol. 29, No. 1-39, pp. 23-44.

-            Diessel, C. F. K., Gammidge, L., 1998. Isometamorphic Variations in the reflectance and fluorescence of vitrinite - a key to depositional environment. International Journal of coal Geology, 36, pp. 167-222.

-            Durand, B., Paratte, M., 1983. Oil potential of coals: a geochemical approach. Geological Society Special Publicatiojn, 12, pp. 255-265.

-            George, S. C., Smith, J. W., Jardine, D. R., 1994. vitrinite  reflectance suppression in coal due to a marine transgression : case study of the organic geochemistry of the greta seam, Sydney Basin. The APEA Journal 34, pp. 241-255.

-            Hunt, J. W., 1995, Petroleum geochemistry and geology, 2nd ed., New York, W. H. Freeman and Company, 743p.

-            Marquis, F., Lafargue, E., Espitalie, J., 1992. the in fluence of maceral compostition and maturity on the petroleum-generating potential of coals. Special publication of the European Association of Petroleum Geoscientists, pp. 239-247.

-            Snowdon, L. R., Sykes, R. (2002). Guidelines for assessing the petroleum potential of coaly source Rock using Rock -Eval pyrolysis. Organic Geochemistry, 33, pp. 1441-1455.

-            Stach, E., Mackowsky, M.-Th., teichmuller, M., Taylor, G. H., Chandra, D., and R. Teichmuller, 1975, Stach’s textbook of coal petrology, 2nd ed., Berlin, 425 p.

-            Stoneley, R., (1990). The Arabian continental margin in Iran during the late Cretaceous, in Roberston, Geol, Soc., London, Spec. Pub., No. 49, pp. 787-795.