بررسی پتانسیل هیدروکربوری سازند سرگلو در فروافتادگی دزفول با استفاده از دستگاه پیرولیز راک­ایول VI

دسته زمین شناسی نفت
گروه سازمان زمین شناسی و اکتشافات معدنی کشور
مکان برگزاری بیست و ششمین گردهمایی علوم زمین
نویسنده بهرام علیزاده
تاريخ برگزاری ۰۱ اسفند ۱۳۸۵

 
 
مقدمه :
 
ژئـوشیمى نفـت امــروزه بــه عنوان یک علم بنیادى جهت بهبود بازده اکتشاف و تولید بکـار گرفته می­شود. در سالهاى اخیر‏ با استفاده از تئوریها و روشهاى مختلف ژئوشیمیایی‏ بسیارى از مسائــل مـــربــوط بــه سنگ منشـاء، مهــاجـرت و تجمــع نفــت مــورد مطـالـعـه قــرار گــرفتــــه است (Peters and Fowler., ۲۰۰۲). یکی از مهمترین و متداولترین ابزار مورد استفاده در مطالعات ژئوشیمیایی، دستگاه راک­ایول VI می­باشد که در مقیاس بسیار وسیعی بــرای اکتشاف نفت و گاز در حوضه­های رسوبی سراسر جهان مورد استفاده قرار گرفته است (Behar,۲۰۰۱). با استفاده از این روش می­توان پتانسیل هیدروکربورزایی را در مناطق مختلف یک میدان نفتی مورد ارزیابی قرار داده و ریسک حفاری را کاهش داد (Espitalie,۱۹۸۴).
 
زمین­شناسی منطقه:
 
سازنـد ســـرگلـــو معـــرف ردیــف­هــای ژوراسیـــک میــانی لــــرستان است که بیشتر از نوع شیل خاکستری تیره و سنگ آهک­های رسی نازک­لایه و بودار، متعلق به حـوضه­های رسوبی با ژرفای متوسط است. بالا­ترین لایه­های سازند سر­گلو، دارای دو کفه­ایهای نازک­پوسته فراوان از نوع posidonia با اندکی سنگواره رادیولاریاست که نشان­گر محیط­های رسوبی ژرف است و به یک دگر­شیبی ختم می­شود. با وجود جدا بودن حوضه­ها، ویژگی­های سنگی و سنی سازند سرگلو، در خور قیاس با سازند بغمشاه (ایران مرکزی)، سازند دلیچای (البرز) و سازند چمن­بید است. همبـری نهشته­های ژوراسیک­میـانی (سازنــــــد ســــرگلــــو) بـــا سنگ­های ژوراسیـک­بالایی، از نــــوع دگــــر­شیبی زاویـــه­دار است کـــــه نشان­گــر یک فاز فــــرسایش­قــــاره­ای است (آقـــانباتی، ۱۳۸۳).
 
روش مطالعه:
 
جهت انجام این مطالعه تعداد ۴ حلقه چاه جهت نمونه­برداری از خرده­های حاصل از حفاری (Cuttings)، مد نظر قــرار گـــرفت، مــوقعیت ایــن چـــــاه­هـا به­گونه­ای است که شرق، غرب و مرکز میدان نفتی مسجدسلیمان را پوشش می­دهند. چاه­های منتخب عبارتند از چاه­های شماره ۳۰۹، ۳۱۰، ۳۱۲ و ۳۱۶. چــاههای ۳۰۹ و ۳۱۰ در این میـدان تکـرار مـی­شـوند، بنـابـراین نمونه­برداری از هر دو قسمت این سازند در چاههای مذکور صورت گرفت. مقدار ۶۰ تا ۷۰ میلى‌‌گرم از هر نمونه تیمار و سپس توسط دستگاه پیرولیز راک‌ایول ۶ آنالیز و مقدار کل کربن آلى (TOC)، نوع کروژن، میزان بلوغ نمونه­ها در هر چاه و پارامترهاى دیگر مورد بررسى قرار گرفت. در جدول ۱ اطلاعات حاصل از پیرولیز راک­ایول نمونه­های برداشت شده ازسازند سرگلو در میدان نفتی مسجد­سلیمان نشان داده شده است. از پارامترهاى مهم محاسبه شده توسط این دستگاه که در این مطالعه از آنها استفاده گردید، مى‌توان به موارد ذیل اشاره نمود:
S۱: مـقدار هیدروکربن آزاد که در دماى °C ۳۰۰ تبخیر شده و در واحد میلی­گرم هیدروکربن در هر گرم سنگ (mg HC/g Rock) بیان مى‌شود.
S۲: مقدار هیدروکربنی است که بین دماى ۳۰۰ تا ۶۵۰ درجه سانتیگراد در اثر کراکینگ کروژن و ترکیبات سنگین‌تر مانند رزینها و آسفالتن­ها آزاد مى‌شود. در واقع پیک S۲ همان پتانسیل مـوجـود در نمـــونـه سنــگ مـى‌بـاشــد کـه بصورت واحــد میلی­گرم هیــدروکـربـن در هــر گــرم سنگ (mg HC/g Rock) نمایش داده مى‌شود.
S۳: ترکیبات اکسیژن‌دارى که در دماى ۴۰۰ درجه سانتیگراد تجزیه مى‌گردند نیز بصورت گاز CO۲ آزاد گشته که به شکل پیک S۳ و در واحد میلى گرم CO۲ در هر گرم سنگ نمایش داده مى‌شود.
Tmax: دمایى که پیک S۲ در آن بیشینه خود را نشان داده و به عنوان یک پارامتر بسیار عالی جهت ارزیابى بلوغ حرارتى نمونه سنگ منشاء مورد استفاده قرار می­گیرد.
شاخص هـیدروژن (Hydrogen Index,HI): عبارتست از نسبت S۲/TOC .
شاخص­اکسیژن (Oxygen Index, OI): که حاصل نسبت S۳/TOC مى‌باشد (Behar,۲۰۰۱).
 
بحث :
جهت تعیین توان و پتانسیل هیدروکربورزایی سازند از نمودار تغییرات S۱+S۲ در برابر TOC استفاده می­گردد (Huang.B et al., ۲۰۰۳). ترسیم این نمودار برای نمونه­های مورد مطالعه نشان می‌دهد که نـمونــه‌هـای چاه ۳۱۶ بــا داشتن مقـادیر بـالای هـر دو پارامتر فوق دارای پتانسیل هیدروکربنی « بسیارخوب » می‌باشند. چاههای ۳۱۰ و ۳۱۲ نیز TOC بالایی را نشان می‌دهند اما مقدار پارامتر S۱+S۲ کاهش یافته است که توان هیدروکربورزایی این سازند در این چاهها را نیز مــی­توان در رده «بسیار خوب» در نظر گرفت. به علت پایین و متغیر بودن هر دو پارامتر فوق در نمونه‌های چاه ۳۰۹، توان هیدروکربورزایی سازند سرگلو در این چاه از خوب تا قابل قبول، ضعیف و نهایتاَ فقیر متغیر است (شکل ۱).
 
 
جهت پی‌بردن به نوع کروژن و میزان بلوغ آن می‌توان از نمودار تغییرات HI (شاخص هیدروژن) در برابر OI (شاخص اکسیژن) که به نوعی می‌شود آنرا دیاگرام ون‌کرولن تصحیح شده قلمداد نمود و نیز نمودار تغییرات HI در برابر Tmax استفاده نمود. دیاگرام ون‌کرولن که برای نمونه‌های حاصل از سازند سرگلو در چاههای مختلف ترسیم شده‌است بیانگر آن است که نوع کروژن نمونه‌ها در چاههای ۳۰۹، ۳۱۰ و ۳۱۲ غالباً تلفیقی از کروژن‌های نوع III و IV می‌باشد. این دیاگرام، تیپ کروژن‌ها در چاه ۳۱۶ را نیز تلفیقی از کروژن‌های نوع II و III معرفی می‌نماید (شکل ۲). به نظر می­رسد که علت اصلی این اختلاف در نوع کروژن­ها، این نکته باشد که سازند سرگلو دارای رخساره­های آلی متنوعی است که بستگی به موقعیت حوضه رسوبی دارد. جایگاه این نمونه‌ها در این دیاگرام نیز نشان می‌دهد که نمونه‌های چاه ۳۱۰ و ۳۱۲ در مــرحــله فــوق­بـالغ (Postmature)، نمونه‌های چاه ۳۱۶ در مرحله بالغ (Mature) و نمونه‌های چاه ۳۰۹ در مرحله نابالغ- بالغ (Immature-Mature) قرار دارند، ترسیم منحنی تغییرات HI در برابر Tmax نیز نتایج فوق را تائید می‌نماید (شکل ۳).
 
 
 
این نکته را نیز بایستی در نظر گرفت که تنها با توجه به نمودارها و دیاگرام­های فوق نمی­توان در مورد نوع کروژن­ها اظهار نظر قطعی نمود و بدین منظور انجام مطالعات میکروسکوپی جهت تعیین انعکاس ویترینایت و میزان بلوغ آنها، ضروری به نظر می­رسد. هر چند موقعیت اکثر نمونه­های مورد مطالعه در دیاگرام­های HI در برابر OI و نیز دیاگرام HI در برابر Tmax ، تیپ III را برای مواد آلی مورد مطالعه مطرح می­نماید ولی با توجه به مقادیر بالای Tmax و میزان HI می­توان گفت که تیپ اصلی کــروژن­ها در سازند سرگلو تیپ II بوده که به دلیل بلوغ حرارتی بالا، حداکثر نفتزایی را داشته و باعث کاهش میزان HI گردیده است. با نگاهی به مقادیر HI و Tmax حـاصل از چـاه ۳۱۶ و مقایسه بـا مقادیر آنها در چــاههای ۳۱۰ و ۳۱۲ می­توان دریافت که مقادیر پایین HI در چاههای ۳۱۰ و ۳۱۲ بدلیل تیپ کروژن آنها نمی­باشد، بلکه بدلیل مقادیر بالای Tmax آنها می­باشد.
سازند سرگلو دارای رخساره­های آلی بسیار متنوعی می­باشد، شاید بتوان علت این امر را به متغیر بودن شرایط محیطى در زمان نهشته شدن این سازند نسبت داد. براى تعیین رخساره­های آلى موجود در سازند سرگلو از نمودار جونز (Jones, ۱۹۸۷) استفاده گردیده است. در این نمودار بر اساس تغییرات مقادیر HI در برابر OI، محدوده رخساره­های آلی موجود در سازند سرگلو بین محدوده­های C-CD قرار می­گیرد، این محدوده­ها مبین این هستند که رسوبگذاری رخساره­های آلی این سازند غالباً در محیط دریایی صورت گرفته است (شکل ۴).
 
 
اسمیت (۱۹۹۴) نمودار تغییرات نسبت S۱/TOC در برابر عمق را برای تعیین عمقی که در آن عمق تراوش نفت از یک سنگ­منشاء آغاز می­شود را پیشنهاد نمود. همان­طور که انتظار می­رود مقدار S۱ با افزایش عمق افزایش می­یابد و این روند تا هنگامی که زایش نفت آغاز می­شود ادامه می­یابد. اسمیت نشان داد که نسبت S۱/TOC هنگامی که تراوش نفت از سنگ منشاء آغاز می­شود بایستی بین ۱/۰ و۲/۰ باشد، به عبارت­دیگر اگر این نسبت کمتر از ۱/۰ باشد، آن سنگ در هر مرحله از بلوغ که باشد نمی­تواند زایش نفت داشته باشد، هر چند می­تواند گاز تولید کند (Hunt,۱۹۹۶). استفاده از این نمودار در مورد نمونه­های مورد مطالعه نشان می­دهد که در تمامی چاهها نسبت S۱/TOC بیشتر از ۱/۰ است و تمامی نمونه­ها در عمقی قرار دارند که شرایط لازم برای زایش نفت را دارا می­باشند و با بررسی وضعیت بلوغ آنها می­توان به این نکته پی برد که در چه مرحله­ای از زایش نفت می­باشند (شکل ۵).
 
 
 
نتیجه گیرى :
 
به کارگیری داده­های حاصل از روش پیرولیز توسط دستگاه راک­ایول VI جهت تفسیر ویژگیهای مواد آلی موجود در واحدهای رسوبی یکی از جدیدترین و متداولترین روشهای ژئوشیمیایی می­باشد. داده­های بدست آمده از این روش در مورد سازند سرگلو در میدان نفتی مسجدسلیمان نشان میدهد که این سازند از لحاظ میزان مواد آلی در وضعیت بسیار مناسبی می­باشد. بررسی پارامتر Tmax نشان می­دهد که نمونه­های حاصل از چاه ۳۱۶ در میانه پنجره نفتی، نمونه­های حاصل از چاههای ۳۱۰ و ۳۱۲ در انتهای آن و نمونه­های چاه ۳۰۹ هنوز وارد پنجره نفتی نشده­اند. استفاده از دیاگرامهای ون کرولن و HI در برابر Tmax تیپ کروژن در غالب نمـونـه­های مـورد مطالعه را تلفیقی از کروژن نوع III و IV مـعرفی می­کند. لیتــولوژی شاخص سازند سـرگلو مخلوطی از انــواع II و III می­باشد و این اختلاف در نتیجه کاهش پارامتر HI در پی افزایش بلوغ حرارتی (Tmax) است. نمودار جونز (۱۹۸۷) نشان می­دهد که سازند سرگلو دارای رخساره­های آلی متنوعی است و محیط رسوبگذاری غالب این رخساره­ها محیط دریایی است. تفسیر نمودار اسمیت (۱۹۹۴) نیز حاکی از آن است که تمامی نمونه­های مورد مطالعه در عمقی قرار دارند که توانایی نفتزایی را دارا هستند. در نهایت می­توان گفت که سازند سرگلو با توجه به میزان بالای مواد آلی موجود در آن دارای پتانسیل هیدروکربنی بسیار بالایی است و شرایط این سازند از لحاظ عمق، باعث گردیده که حداکثر زایش نفت را داشته باشد و در غالب نقاط به مرحله گاززایی رسیده است.
 
 
 
منابع فارسى :
 
۱.         آقانباتی، ع.، (۱۳۸۳). زمین­شناسی ایران. انتشارات سازمان زمین­شناسی و اکتشافات معدنی کشور، ۵۸۶ صفحه.
 
 
 
 
References :
 
۲.       Alizadeh, B., Hosseini, S.H., Ghalavand, H., (۲۰۰۶). Rock-Matrix Adsorption Effect on Hydrocarbon Expulsion in Masjid-e-Solieman Oilfield, SW Iran. Petroleum Geology Conference and Exhibition. ۲۷-۲۸ November ۲۰۰۶, Malaysia.
۳.        Behar, F., Beaumont, V., Pentea do, B. (۲۰۰۱) Rock-Eval ۶ Technology: Performances and Developments, Oil & Gas Science and Technology-Rev. IFB, v. ۵۶, pp.۱۱۱-۱۳۴.
۴.        Espitalie, J., Marquis, F., Barsony, I.(۱۹۸۴). Geochemical logging. In: Voorhees, K.J. (Ed.), analytical Pyrolysis. Butterworths, Boston, pp. ۲۷۶-۳۰۴.
۵.       Huang, B., Xiao, X., Zhang, M., (۲۰۰۳).Geochemistry, grouping and origins of crude oils in the western Pearl River Mouth Basin, Offshore South China Sea. J. of Organic Geochemistry, v.۳۴, p. ۹۹۳-۱۰۰۸.
۶.       Hunt, J.M. (۱۹۹۶). Petroleum Geochemistry and Geology. ۲nd Edition. W.H. Freeman and Company, New York. ۷۴۳ p.
۷.       Jones, R.W. (۱۹۸۷). Organic Facies. In: Brooks, J., Welte, D. (Eds.), Advances in Petroleum Geochemistry.Academic Press, New York, pp.۱-۹۰.
۸.       ‍‍Peters, K.E., Fowler, M.G. (۲۰۰۲). Application of petroleum geochemistry to exploration and reservoir management. Organic Geochemistry, v. ۳۳, pp. ۵-۳۶.
۹.       Smith, J.T. (۱۹۹۴). Petroleum systems logic as an exploration tool in a frontier setting. In L.B.Magoon and W.G.Dow (eds.), The petroleum system-from source to trap. AAPG Memoir ۶. Tulsa : American Association of Petroleum Geologist, pp.۲۵-۴۹.

بهرام علیزاده، دکتری زمین­شناسی نفت کاربردی از دانشگاه IIT Roorkee  هند، 1991، عضو هیئت علمی دانشگاه شهید چمران اهواز*
سید حسین حسینی، کارشناسی ارشد زمین­شناسی نفت از دانشگاه شهید چمران اهواز، 1385
هـرمز قلاوند، دانشجوی دکتری چینه شناسی و فسیــل شناسی دانشــگاه شهید بهشتی تـــهران، ریــاست اداره زمیــن­شناسی بنیانی شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب
 
 
چکیده:
امـروزه استفاده از دستگاه پیرولیز راک­ایول و نتایج حاصل از آن جــهت تعیین و تفسیر خصوصیات واحد­های حوضه­های رسوبی، بسیــار متــداول مــی­باشد. هـــدف از ایــن مطــالعه بــررسی تـــوان هیدروکربن­زایی سازند سرگلو در میدان نفتی مسجد سلیمان می­باشد. بدین­منظور تعداد 34 نمونه منتخب از چاههای 309، 310، 312 و 316 که درشرق، غرب و مرکز این میدان واقع شده­اند، توسط دستگاه راک­ایول 6 مورد آنالیز قرار گرفتند. بررسی پارامتر Tmax نشان می­دهد که نمونه­های حاصل از چاه 316 در میانه پنجره نفتی، نــمونه­های حاصل از چاههای 310 و 312 در انتهای آن و نمونه­های چاه 309 هنوز وارد پنجره نفتی نشده­اند. ترسیم نمودار تغییرات پارامتر + S2S1 در مقابل تغییرات مقدار کل کربن آلی (TOC)  نشـان مـی‌دهد کـه بـه طـور کلی پتـانسیـل هیـدروکـربنی ایـن سـازنـد در رده بسیــار خـــوب «Very Good Potential  » قرار می­گیرد. دیــاگرام ون‌کـرولــن تـرسیم شده بیانگر آن است که نوع کروژن نمونه‌ها در چاههای 309، 310 و 312 غالباً تلفیقی از کروژن‌های نوع III و IV می‌باشد. این دیاگرام، تیپ کروژن‌ها در چاه 316 را نیز تلفیقی از کروژن‌های نوع II و III معرفی می‌نماید. بر اساس تغییرات مـقادیر HI در برابرOI، (نمودار جونز)، مــحدوده رخساره­های آلی موجود در سازند سرگلو بین محدوده­های C-CD قرار می­گیرد، این محدوده­ها مبین این هستند که رسوبگذاری غالباً در محیط دریایی صورت گرفته است. استفاده از نمودار اسمیت نشان می­دهد که در تمامی چاهها نسبت S1/TOC بیشتر از 1/0 است و تمامی نمونه­ها در عمقی قرار دارند که شرایط لازم برای زایش نفت را دارا می­باشند. در نهایت می­توان گفت به طور کلی سازند سرگلو در میدان نفتی مسجدسلیمان دارای پتانسیل هیدروکربوری بسیار بالایی است و با توجه به عمق بسیار زیاد دارای حداکثر نفتزایی بوده است.
 
Abstract:
Rock-Eval instrument is now being used as a conventional instrument for interpreting the sedimentological basin’s characterization. In this work hydrocarbon genetic potential of Sargelu Formation in Masjid-e-Soleiman oilfield has been studied. For this 34 samples were selected from well Nos 309, 310, 312 and 316 in eastern, western and central part of the oilfield. They have been pyrolysed by Rock-Eval VI instrument. Maturity parameter, Tmax , reveal that samples of well No. 316 are in the middle of oil window, those of well Nos 310 and 312 are at the end of oil window, while those of well No. 309 still did not enter the oil window maturity stage. Total Organic Carbon (TOC) versus S1+S2 reveal that the studied formation has very good potential for hydrocarbon generation. Diagram of Van Krevelen show that samples from well Nos 309, 310 and 312 are of mixed kerogen Type III and IV. This diagram indicates that the organic matter from well No. 316 are of mixed kerogen Type II and III. To determine the organic facies in Sargelu Formation, Jones Diagram was used. Here HI versus OI indices are used to classify the organic facies and they were of C-CD range. This vicinity reveal that the organic matter in Sargelu Formation was deposited in marine environment. Smith Diagram (1994) also show that in all the studied sample S1/TOC ratio is more than 0.1 and all the samples are so deeply buried that have become matured enough to generate hydrocarbon. Finally it could be concluded that Sargelu Formation in Masjid-e-Soleiman oilfield has got very high potential to generate hydrocarbon and since it is sufficiently buried, could have generated very large amount of hydrocarbon.

کلید واژه ها: سازندسرگلو پیرولیز هیدروکربور مسجدسلیمان کروژن زمین شناسی نفت خوزستان