اخبار و اعلانات

 آمار

تعداد نشریات43
تعداد شماره‌ها1,713
تعداد مقالات14,040
تعداد مشاهده مقاله33,954,187
تعداد دریافت فایل اصل مقاله13,593,761
براتی بلداجی, صادق, سفیداری, ابراهیم, حسینی, احسان, نوری, بیژن, مهرابی, هوشنگ, نجاری, سعید. (1403). ارزیابی ژئوشیمیایی سازند کژدمی در شمال غرب خلیج‌فارس. , 40(1), 59-78. doi: 10.22108/jssr.2024.141259.1283
صادق براتی بلداجی; ابراهیم سفیداری; احسان حسینی; بیژن نوری; هوشنگ مهرابی; سعید نجاری. "ارزیابی ژئوشیمیایی سازند کژدمی در شمال غرب خلیج‌فارس". , 40, 1, 1403, 59-78. doi: 10.22108/jssr.2024.141259.1283
براتی بلداجی, صادق, سفیداری, ابراهیم, حسینی, احسان, نوری, بیژن, مهرابی, هوشنگ, نجاری, سعید. (1403). 'ارزیابی ژئوشیمیایی سازند کژدمی در شمال غرب خلیج‌فارس', , 40(1), pp. 59-78. doi: 10.22108/jssr.2024.141259.1283
براتی بلداجی, صادق, سفیداری, ابراهیم, حسینی, احسان, نوری, بیژن, مهرابی, هوشنگ, نجاری, سعید. ارزیابی ژئوشیمیایی سازند کژدمی در شمال غرب خلیج‌فارس. , 1403; 40(1): 59-78. doi: 10.22108/jssr.2024.141259.1283

ارزیابی ژئوشیمیایی سازند کژدمی در شمال غرب خلیج‌فارس

پژوهش های چینه نگاری و رسوب شناسی
مقاله 5، دوره 40، شماره 1 - شماره پیاپی 94، فروردین 1403، صفحه 59-78    اصل مقاله (2.49 M)
نوع مقاله: مقاله پژوهشی
شناسه دیجیتال (DOI): 10.22108/jssr.2024.141259.1283
نویسندگان
صادق براتی بلداجی1؛ ابراهیم سفیداری* 2؛ احسان حسینی3؛ بیژن نوری4؛ هوشنگ مهرابی1؛ سعید نجاری5
1کارشناس ارشد، گروه زمین‌شناسی نفت، پژوهشکدۀ علوم پایۀ کاربردی، سازمان جهاد دانشگاهی شهید بهشتی، تهران، ایران
2استادیار، گروه زمین‌شناسی نفت، پژوهشکدۀ علوم پایۀ کاربردی، سازمان جهاد دانشگاهی شهید بهشتی، تهران، ایران
3استادیار، دانشکدۀ مهندسی معدن و متالورژی، دانشگاه یزد، یزد، ایران
4دکتری، شرکت نفت فلات قارۀ ایران، تهران، ایران
5کارشناس ارشد، شرکت سی لند، تهران، ایران
چکیده
سازند کژدمی با سن آلبین دارای رخساره‌‌های شیلی تا آهک رسی و آواری در شمال صفحه عربی می‌‌باشد که به‌ عنوان یکی از مهمترین سنگ منشاءهای جنوب غرب ایران به حساب می‌‌آید. این مطالعه به ارزیابی ژئوشیمیایی سازند کژدمی به ‌‌عنوان سنگ منشاء مستعد در شمال غرب خلیج فارس در میدان‌های هندیجان، سروش، فروزان و خارگ می‌پردازد. بدین منظور آنالیز پیرولیز راک‌‌ایول بر روی 140 نمونه خرده حفاری جهت ارزیابی کمیت و کیفیت مواد آلی و 53 نمونه انعکاس ویترینایت جهت بررسی بلوغ صورت گرفت. نتایج نشان می‌‌دهد که سازند کژدمی در بخش‌‌های جنوبی خلیج فارس (میادین فروزان و سروش) تحت تاثیر ورودی آواری دلتای بورگان قرار داشته و به دلیل نبودن لایه‌‌بندی در ستون آب و شرایط احیایی مناسب، حفظ شدگی مناسب مواد آلی اتفاق نیفتاده است. بر اساس نتایج، مواد آلی این بخش از حوضه بیشتر تاثیر خشکی (کروژن نوع III) هستند که در محدوده نابالغ تا اوایل بلوغ از نظر انعکاس ویترینایت قرار دارند. با این وجود، به سمت بخش شمال شرقی صفحه عربی (میادین هندیجان و خارگ) به دلیل وجود شرایط رشد ارگانیسم‌‌ها در ستون آب و حاکم بودن شرایط فاقد اکسیژن در کف حوضه (حوضه درون شلفی)، حفظ شدگی مواد آلی اتفاق افتاده است. در این بخش، مواد آلی بیشتر از نوع دریایی (کروژن نوع II) بوده که بر اساس نتایج انعکاس ویترینایت در محدوده بالغ قرار دارند. به نظر می‌‌رسد بلندای قدیمه خفجی-هندیجان نقش مهمی در بلوغ سازند کژدمی به دلیل تاثیراتی که بر رسوبات پس از سازند کژدمی داشته است، بازی کرده است.
کلیدواژه‌ها
کژدمی؛ سنگ منشأ؛ خلیج‌فارس؛ هندیجان؛ فروزان
اصل مقاله

مقدمه

ژئوشیمی آلی از تلفیق علوم زمین‌شناسی و شیمی آلی شکل گرفته است. هدف از این علم، انجام روش‌های شیمیایی با دیدگاه خاص زمین‌شناسی است. علم ژئوشیمی فرآیندهای ذخیرۀ مواد آلی، تبدیل آنها به کروژن، درجۀ بلوغ، منشأ هیدروکربن، چگونگی تشکیل و مهاجرت هیدروکربن در یک سیستم نفتی (Peters and Moldowan 1991; LeCompte and Hursan 2010) را می‌شناسد و بررسی می‌کند. بررسی عوامل ثانویه بر‌ هیدروکربن‌ها و طبقه‌بندی آنها و همچنین ارائۀ مدل‌های حوضه‌ای از سیستم‌های نفتی موجود در حوضۀ رسوبی از دیگر کاربردهای این علم به حساب می‌آید (Kotarba et al. 2003). برای اکتشاف یک منطقۀ دارای هیدروکربن، ابتدا باید عناصر و فرآیندهای شکل‌گیری نفت و گاز‌ مطالعه شود. در یک سیستم نفتی، سه عنصر سنگ منشأ، سنگ مخزن و پوش‌سنگ و فرآیندهایی چون زمان زایش، مهاجرت و نحوۀ به تله افتادن هیدروکربن نقش دارند (Tissot and Welte 1984). ساده‌ترین و سریع‌ترین روش برای ارزیابی پتانسیل هیدروکربن‌زایی یک سازند، پیرولیز راک‌ایول است‌ که اطلاعات کاربردی و مفیدی راجع ‌به میزان، نوع و بلوغ حرارتی مادۀ آلی و پتانسیل باقی‌ماندۀ نمونه ارائه می‌دهد. با بررسی دقیق این مؤلفه‌ها (کمیت، کیفیت و بلوغ مواد آلی) در یک سیستم نفتی،‌ سنگ منشأ مولد هیدروکربن و آشپزخانۀ نفتی مرتبط با آن‌ شناسایی و حفاری در نواحی انجام می‌شود که‌ پتانسیل هیدروکربنی دارند؛ این کار، از اتلاف سرمایه نیز جلوگیری می‌کند (Hunt 1996).

خلیج‌فارس در جنوب غرب آسیا، بین ایران و شبه‌جزیرۀ عربستان واقع شده و در اواخر میوسن پسین شکل گرفته است. زمین‌ساخت بزرگ‌مقیاس منطقه، بیانگر آن است که رشته‌کوه‌های زاگرس و خلیج‌فارس در ادامۀ ورقۀ عربی قرار گرفته است (Ghazban 2007). رسوبات بخش زیرین پرکامبرین همراه با بخش فوقانی رسوبات دوران سوم (ترشیری) و در ادامه، رخداد آتش‌فشان‌ها در غرب و رسوبات دریایی و قاره‌ای در شرق گسترش یافته و باعث شده است تا مرزهای آبی ایران در خلیج‌فارس، بخش اعظمی از نفت توسعه‌یافتۀ میدان‌های هیدروکربنی را در مخازن کربناته با سن ژوراسیک، کرتاسه و ترشیاری‌ در خود ذخیره کنند (Rabbani et al. 2014). آشکوب آلبین در تمامی نقاط دنیا بیانگر شرایط گرم و گلخانه‌ای به‌همراه بالا‌آمدن نسبی تراز آب اقیانوس‌ها و گسترش شرایط احیایی در بخش‌های عمیق حوضه‌های رسوبی است (Jarvis et al. 2006; Jenkyns 2010; Robinson et al. 2017). غالب‌شدن این شرایط محیطی در طول این آشکوب، به ته‌نشست رسوباتی از جنس‌های شیل و مارن غنی از مواد آلی در اقیانوس‌ها و از‌جمله حوضۀ رسوبی زاگرس و خلیج‌فارس منجر شده است (Farzipour Saein et al. 2013; Burberry 2015).

خلیج‌فارس از غنی‌ترین حوضه‌های رسوبی برای تولید و ذخیرۀ هیدروکربن در جهان است. حضور سنگ‌های منشأ با مواد آلی فراوان، مخازنی با جنس کربناته و حضور پوش‌سنگ‌های مناسب همراه با تاقدیس‌های موجود، باعث ذخیره‌شدن حجم بالایی از نفت و گاز در خلیج‌فارس شده است. حضور یک سوم ذخایر گازی دنیا‌ که نشان‌دهندۀ بلوغ مناسب سنگ منشأ در اعماق (Rabbani 2007) است و همچنین موقعیت ژئوپلیتیک و استراتژیک خلیج‌فارس، اهمیت پژوهش در این منطقه‌ را بیشتر می‌کند.

هدف از انجام این پژوهش، بررسی پتانسیل هیدروکربن‌زایی سازند کژدمی در میدان‌های هندیجان، سروش، فروزان و خارگ واقع در شمال غرب خلیج‌فارس و ارزیابی محیط‌های رسوبی غنی از مادۀ آلی، با استفاده از پیرولیز راک‌ایول و بازتابندگی ویترینایت است.

 

زمین‌شناسی منطقه

در طول دورۀ نئوژن، خلیج‌فارس به‌عنوان یک حوضۀ فورلندی عمل کرده‌ (Alavi 2004) و بخش عمیق‌تر آن در حاشیۀ شمالی و ساحل ایرانی قرار گرفته است (Alsharhan and Nairn 1997). بر‌اساس واحدهای سنگ ‌چینه‌نگاری، الگوهای ساختاری و تجمعات هیدروکربنی بخش ایرانی خلیج‌فارس، به چندین ناحیۀ مجزا تقسیم می‌‌شود که از میان آنها بخش شمال غربی، غنی‌ترین ناحیۀ هیدروکربنی است (Sfidari et al. 2016, 2021). این بخش از خلیج‌فارس با فروافتادگی دزفول در شرق، دشت آبادان در شمال و کویت در غرب محدود شده است. بلندای قدیمۀ خفجی-هندیجان و پایین‌افتادگی بینک نقش مهمی در سیستم نفتی این بخش از خلیج‌فارس بازی می‌کنند (Baniasad et al. 2016; Sfidari et al. 2024). به نظر می‌رسد بلندای قدیمۀ خفجی-هندیجان، نتیجۀ گسل‌های پی‌سنگی ایجاد‌شده در پرکامبرین بر اثر بسته‌شدن زمین درز عمار[1] و برخورد بخش شمال شرقی صفحۀ عربی باشد. این ساختارهای با امتداد شمالی-جنوبی، نقش مهمی در حفظ‌شدگی و بلوغ سنگ منشأهای منطقه داشته‌اند.

در طول ژوراسیک و کرتاسه، صفحۀ عربی در حاشیۀ غیرفعال گندوانا و در نزدیکی استوا قرار داشت (Sharland et al. 2001). در گذر ژوراسیک به کرتاسه، محیط خشک مربوط به اواخر ژوراسیک به‌تدریج با یک آب و هوای مرطوب جایگزین شد (Roth and Bowdler 1981). پیشروی ابتدای آپتین‌ به رسوب‌گذاری سنگ‌آهک‌های داریان (شعیبا) در جنوب ایران منجر شد (James and Wynd 1965). در ادامه یک پس‌روی گسترده در اواخر آپتین، منطقه را فرا گرفت و‌ به‌ نهشته‌نشدن رسوب در رأس سازند داریان منجر شد. با این وجود، رسوب‌گذاری در مناطق عمیق‌تر از قبیل حوضۀ گرو و حوضه‌های درون شلفی کژدمی و باب ادامه پیدا کرد (شکل 1). در طول دورۀ آلبین، سپر عربی، ‌منشأ رسوبات آواری دلتای بورگان (در مناطق فراوانی از قبیل شمال شرق عربستان سعودی، دور از ساحل کویت و جنوب عراق گسترش داشت) عمل کرده است (Bordenave and Burwood 1995). دلتای مذکور به‌سمت جنوب غرب ایران ازطریق شرایط فاقد اکسیژن عمیق‌تر فروافتادگی کژدمی جایگزین شده و رسوبات سازند بورگان به مارن و شیل‌های سیاه سازند کژدمی تغییر رخساره داده است (Ziegler 2001). در میدان‌های ایرانی فراساحل خلیج‌فارس از قبیل هندیجان (نزدیک فروافتادگی دزفول)، سازند کژدمی عمدتاً از شیل، مارن و سنگ‌آهک با مقدار ناچیزی از لایه‌های ماسه‌سنگی در یک محیط نرتیک تشکیل شده است. در میدان‌های سروش، نوروز و فروزان، که از ساحل ایران دورترند، هنوز واحد سنگی عربی از قبیل نهر عمر به‌جای سازند کژدمی‌ استفاده می‌شود. دلیل این امر به‌سبب افزایش سهم ماسه در این بخش از حوضه و حضور ضخامت در حدود 40 متری رخسارۀ ماسه‌ای در بالا و پایین لایۀ سنگ‌آهک شیلی است (Ghazban 2007). سازند کژدمی درنهایت با سنگ‌آهک‌های به سن سنومانین سازند سروک در زمان گسترش پلتفرم کربناته در سنومانین جایگزین شده است.

مرز پیوستۀ‌ سازند کژدمی با سازند سروک، در بخش شمال‌ غربی خلیج‌فارس نشان می‌دهد که بلندای قدیمۀ خفجی-هندیجان در زمان رسوب‌گذاری سازند کژدمی از‌نظر تکتونیکی غیرفعال بوده است. در طول رسوب‌گذاری سازندهای سروک، ایلام و گورپی بلندای قدیمه شروع به فعالیت کرده است. در‌نتیجه این فعالیت‌ها ضخامت سازندهای ذکر‌شده در بخش‌های مختلف شمال غرب خلیج‌فارس (محل میدان‌های هندیجان، خارگ، سروش و فروزان) متنوع بوده و نقش مهمی در میزان بلوغ سازند کژدمی داشته است؛ برای مثال، ضخامت رسوبات سروک تا گورپی در بخش شمالی خفجی-هندیجان (میدان‌های هندیجان و خارگ) از بخش جنوبی آن (میدان‌های سروش و فروزان) بیشتر بوده است که تأثیرگذاری طولانی مدت‌تر فعالیت تکتونیکی در بخش جنوبی را نشان می‌دهد.

 

 

 

 

شکل 1- (a) پالئوژئوگرافی صفحۀ عربی در زمان آلبین (Van Buchem et al. 2010)‌ و (b) گسترش حوضۀ رسوبی کژدمی در زمان رسوب‌گذاری (Bordenave and Burwood 1995)‌

Fig 1- (a) Arabian Plate paleo-geography in Albian (Van Buchem et al. 2010), (b) Kazhdumi Basin development during sedimentation (Bordenave and Burwood 1995)‌

 

 

روش کار

در طرح مطالعاتی حاضر، توان هیدروکربن‌زایی سازند کژدمی در میدان‌های هندیجان، سروش، فروزان و خارگ با استفاده از نتایج پیرولیز راک‌ایول 6 و انعکاس ویترینایت برای تعیین نقاط مستعد تولید هیدروکربن ارزیابی می‌شود.

 

پیرولیز راک‌ایول

دستگاه پیرولیز راک‌ایول را انستیتو نفت فرانسه (IFP) اختراع کرد. آنالیز نمونه‌ها در این دستگاه به‌صورت خودکار انجام می‌شود. مدت‌زمان کوتاه و ارزان‌بودن آنالیزها از ویژگی‌های مهم این روش است که با آن‌ تعداد زیادی نمونه‌ آنالیز‌ (Behar et al. 2001; Sfidari 2024) و اطلاعات کاربردی‌ دربارۀ نوع مواد آلی، پتانسیل باقی‌مانده، کل کربن آلی[2] (بر‌حسب درصد وزنی) و تحول حرارتی مواد آلی آشکار می‌شود. در‌واقع پیرولیز راک‌ایول وسیله‌ای کاربردی برای تشخیص سریع‌تر سنگ‌های مولد هیدروکربن از غیر مولد است (Page and Kuhnel 1980). برای انجام آنالیز، از خرده‌های حفاری، مغزه‌ها و یا نمونه‌های سطح‌الارضی استفاده می‌شود (Bordenave 1993).

دستگاه راک‌ایول 6، دو کورۀ پیرولیز و اکسیدان دارد. پتانسیل تولید هیدروکربن نمونه‌های آماده‌شده به کمک کورۀ پیرولیز در شرایط محیطی خنثی و افزایش دما، با یک برنامۀ حرارتی خاص، بررسی می‌شود. این فرآیند تقلیدی از تولید طبیعی هیدروکربن در طول مرحلۀ کاتاژنز در طبیعت است (Barker 1974). 75-50 میلی‌گرم از نمونه سنگ در حضور گازی خنثی (همانند نیتروژن) تا دمای 600 درجۀ سانتی‌گراد حرارت داده می‌شود. ‌بالا‌رفتن دما تا 300 درجۀ سانتی‌گراد، باعث آزاد‌شدن هیدروکربن‌های فرار موجود در نمونه می‌شود که به‌صورت پیک S1 (برحسب میلی‌گرم هیدروکربن بر گرم سنگ) است و ‌میزان هیدروکربن‌های آزاد موجود در نمونه را نشان می‌دهد. در دمای 390-300 درجۀ سانتی‌گراد، گروه‌های کربوکسیل درون کروژن تجزیه و به‌صورت گازهای CO و CO2 بررسی می‌شوند که به‌صورت پیک S3 (برحسب میلی‌گرم دی اکسید کربن بر گرم سنگ) و بیانگر مقدار اکسیژنی‌اند که در ساختار کروژن موجود در رسوبات وجود دارد. همچنین در دمای بین 390 تا 600 درجۀ سانتی‌گراد، هیدروکربن‌هایی که در پی شکست حرارتی کروژن تشکیل می‌شوند، بیانگر پیک S2 (برحسب میلی‌گرم هیدروکربن بر گرم سنگ) و معرف پتانسیل هیدروکربن‌زایی‌اند که در شرایط طبیعی در سنگ منشأ باقی مانده و هنوز به هیدروکربن تبدیل نشده است. از پارامترهای مهم پیرولیز راک‌ایول نیز ‌به Tmax (دمایی که پیک S2 به بالاترین مقدار خود می‌رسد) اشاره می‌شود و پارامتری بسیار کاربردی برای بررسی بلوغ حرارتی سنگ‌های منشأ است (Behar et al. 2001; Sfidari 2024). با تمام‌شدن مرحلۀ پیرولیز، نمونه به کورۀ اکسیدان منتقل می‌شود. حرارت تا 850 درجۀ سانتی‌گراد بالا می‌شود و مادۀ آلی تحت شرایط اتمسفر مصنوعی (N2/O2; 80/20) سوزانده می‌شود. نتیجۀ این مرحله، مقدار کربن باقی مانده است که با پیک S4 بیان می‌شود (Sfidari 2024).

از نسبت این پیک‌های به دست آمده با TOC، اندیس‌هایی محاسبه می‌شوند که‌ به موارد زیر اشاره می‌شود:‌ اندیس هیدروژن[3]، معرف مقدار هیدروکربنی است که‌ با توجه به مقادیر مواد آلی موجود در سنگ منشأ تولید می‌شود؛ اندیس اکسیژن[4]، بیانگر مقدار دی اکسید کربن تولید‌شده با توجه به مقدار مادۀ آلی موجود در سنگ منشأ است؛ اندیس تولید[5]، نشان‌دهندۀ مقدار هیدروکربن تولید‌شده از سنگ منشأ نسبت‌به کل هیدروکربنی است که سنگ منشأ توانایی تولید آن را دارد و همچنین به پتانسیل هیدروکربن‌زایی[6] نیز اشاره می‌شود (Espitalié et al. 1977; Hosseiny and Barati Boldaji 2020; Dembicki 2022).

در این پژوهش تعداد 140 نمونه خرده‌حفاری از سازند کژدمی در میدان‌های هندیجان، سروش، فروزان و خارگ گرفته‌ و پیرولیز راک‌ایول انجام شده است. این کار برای تعیین نوع کروژن، محتوی کربن کل آلی و بلوغ حرارتی به‌منظور شناسایی کمیت، کیفیت و بلوغ مواد آلی موجود در سازند کژدمی و تعیین توان هیدروکربن‌زایی این سازند، در چاه‌های مذکور است. نتایج آنالیز راک‌ایول در جدول 1 آورده شده است.

 

اندازه‌گیری انعکاس ویترینایت

ویترینایت یک نوع ماسرال با منشأ خشکی در سنگ‌های منشأ است که میزان انعکاس نور از سطح صیقلی‌شدۀ ویترینایت با بالا‌رفتن درجۀ بلوغ، افزایش پیدا می‌کند؛ بنابراین انعکاس ویترینایت بهترین روش برای شناسایی میزان بلوغ سنگ منشأ است (Hunt 1996; Dembicki 2022). اندازه‌گیری انعکاس ویترینایت با استفاده از میکروسکوپ نوری انعکاسی[7] مجهز به تجهیزات فتومالتی‌پلایر[8]، یک سیستم کامپیوتری متصل به آن و به روش اندازه‌گیری غوطه‌ور در روغن انجام می‌گیرد. در ابتدا باید میکروسکوپ را کالیبره کرد که از قرص‌های استاندارد شیشه‌ای برای این کار استفاده می‌شود؛ سپس یک باریکه‌ای از نور کالیبره‌شده را به سطح ویترینایت می‌تابانیم و مقدار نوری که انعکاس پیدا می‌کند با بخش فتومالی‌پلیر ثبت و به رایانه ارسال می‌شود. به‌طور معمول بیش از 30 تا 100 عدد اندازه‌گیری برای هر نمونه لازم است. در‌نهایت میانگین مقادیر خوانده‌شده برای هر مقطع با عنوان درجۀ انعکاس ویترینایت[9] بیان می‌‌شود (Sfidari 2024).

تعداد 53 نمونه خرده‌حفاری از سازند کژدمی در میدان‌های هندیجان، سروش و فروزان برای اندازه‌گیری ضریب انعکاس ویترینایت و بررسی بلوغ حرارتی این سازند انتخاب شده است. نتایج این اندازه‌گیری‌ها بر‌حسب مقادیر میانگین انعکاس ویترینایت در جدول 2 آورده شده است.

 

جدول 1- نتایج آنالیز پیرولیز راک‌ایول نمونه‌های سازند کژدمی در میدان‌های‌ مطالعه‌شدۀ شمال غرب خلیج‌فارس‌

Table 1- Kazhdumi Rock-Eval Pyrolysis result for studied oil fields in the northwestern part of the Persian Gulf

Field

Well name

Depth (m.)

Petroleum potential (quantity)

Kerogen type (quality)

Thermal maturity

S1/TOC

TOC

S1

S2

PP

HI

OI

Tmax

PI

Hendijan

HD-A

3021

1.43

0.11

5.91

6.02

413

96

417

0.02

0.08

3023

2.28

0.31

13.39

13.70

587

62

417

0.02

0.14

3025

2.28

0.85

12.44

13.29

546

51

415

0.06

0.37

3031

4.54

5.97

27.83

33.80

613

26

418

0.18

1.31

3033

1.28

1.55

5.48

7.03

428

73

448

0.22

1.21

3035

1.87

2.36

7.57

9.93

405

40

428

0.24

1.26

3037

1.32

1.06

5.30

6.36

402

62

456

0.17

0.80

3039

1.50

2.00

6.50

8.50

433

45

440

0.24

1.33

3043

2.00

2.00

7.50

9.50

375

35

440

0.21

1.00

3045

1.87

1.06

7.61

8.67

428

48

454

0.12

0.57

3049

1.31

1.24

4.82

6.06

368

40

449

0.20

0.95

3053

1.85

1.82

5.72

7.54

309

35

430

0.24

0.98

3055

2.00

1.28

6.80

8.08

340

30

430

0.16

0.64

3061

2.15

1.29

9.04

10.33

420

23

440

0.12

0.60

3063

1.63

2.07

5.77

7.84

354

44

454

0.26

1.27

3067

3.09

2.05

17.72

19.77

573

34

428

0.10

0.66

3071

3.51

1.82

19.89

21.71

567

31

427

0.08

0.52

3074

2.65

1.01

14.64

15.65

572

41

431

0.06

0.38

3075

3.00

1.50

14.00

15.50

467

31

431

0.10

0.50

3077

3.33

1.88

14.33

16.21

430

25

430

0.12

0.56

3079

3.33

1.13

14.53

15.66

436

24

429

0.07

0.34

3083

2.88

0.79

11.68

12.47

406

20

435

0.06

0.27

3084

5.00

0.50

25.00

25.50

500

16

425

0.02

0.10

3089

6.18

0.35

33.41

33.76

541

16

421

0.01

0.06

3093

5.48

0.32

33.03

33.35

603

23

421

0.01

0.06

3099

5.00

0.70

30.00

30.70

600

23

423

0.02

0.14

3099

4.60

1.23

25.20

26.43

548

20

424

0.05

0.27

3103

6.24

0.45

36.25

36.70

581

19

422

0.01

0.07

3108

5.49

0.43

32.05

32.48

584

20

426

0.01

0.08

3112

4.11

0.55

24.00

24.55

584

26

424

0.02

0.13

3115

3.50

0.50

20.00

20.50

572

28

425

0.02

0.14

3117

2.88

0.40

14.86

15.26

516

27

428

0.03

0.14

3123

1.84

0.18

6.47

6.65

352

27

433

0.03

0.10

3127

3.51

0.69

20.42

21.11

582

30

426

0.03

0.20

3131

1.64

0.50

6.54

7.04

399

38

434

0.07

0.30

3135

1.00

0.40

3.70

4.10

370

64

443

0.10

0.40

3137

0.86

0.19

3.03

3.22

352

77

448

0.06

0.22

Max

-

6.24

5.97

36.25

36.70

613

96

456

0.26

1.33

Ave

2.93

1.15

14.93

16.08

474

37

432

0.10

0.49

Min

0.86

0.11

3.03

3.22

309

16

415

0.01

0.06

Soroosh

SR-A

2094

0.42

0.23

0.35

0.58

83

281

426

0.40

0.55

2097

0.61

0.17

0.60

0.77

98

262

430

0.22

0.28

2100

0.53

0.16

0.49

0.65

92

264

423

0.25

0.30

2103

0.58

0.13

0.79

0.92

136

200

429

0.14

0.22

2106

0.37

0.19

0.76

0.95

205

186

416

0.20

0.51

2109

0.31

0.12

0.25

0.37

81

339

426

0.32

0.39

2110

0.38

0.13

0.52

0.65

137

289

427

0.20

0.34

2112

0.50

0.18

0.50

0.68

100

256

430

0.26

0.36

2115

0.44

0.14

0.47

0.61

107

257

433

0.23

0.32

2120

0.43

0.25

0.89

1.14

207

181

424

0.22

0.58

2121

0.49

0.28

0.99

1.27

202

149

423

0.22

0.57

2124

0.61

0.64

1.54

2.18

252

169

421

0.29

1.05

2130

0.67

0.40

1.19

1.59

178

239

424

0.25

0.60

2133

0.83

0.31

1.02

1.33

123

223

426

0.23

0.37

2139

1.14

0.43

1.56

1.99

137

149

432

0.22

0.38

2140

1.10

0.40

1.40

1.80

127

145

431

0.22

0.36

2145

0.52

0.10

0.43

0.53

83

242

421

0.19

0.19

2148

0.85

0.27

1.09

1.36

128

169

430

0.20

0.32

2150

0.89

0.27

1.08

1.35

121

163

431

0.20

0.30

2154

0.91

0.18

0.81

0.99

89

173

432

0.18

0.20

2085

0.46

0.10

0.53

0.63

115

167

423

0.16

0.22

2090

0.42

0.08

0.42

0.50

100

160

423

0.16

0.19

2100

0.38

0.05

0.32

0.37

84

137

423

0.13

0.13

2110

0.70

0.10

0.80

0.90

114

87

421

0.11

0.14

2115

0.77

0.12

0.94

1.06

122

87

421

0.11

0.16

2130

0.20

0.04

0.14

0.18

70

355

428

0.22

0.20

2140

0.40

0.12

0.25

0.37

63

175

425

0.32

0.30

2145

0.51

0.18

0.37

0.55

73

137

423

0.33

0.35

2148

0.92

0.23

0.88

1.11

96

159

431

0.21

0.25

2154

0.95

0.46

1.38

1.84

145

175

424

0.25

0.48

SR-B

2970

1.02

0.14

1.08

1.22

106

94

437

0.11

0.14

2960

1.17

0.20

1.76

1.96

151

108

435

0.10

0.17

2950

1.34

0.29

2.09

2.38

157

99

437

0.12

0.22

2930

1.66

0.31

2.21

2.52

133

118

438

0.12

0.19

2920

1.38

0.18

1.89

2.07

137

124

440

0.09

0.13

2910

0.95

0.18

1.32

1.50

138

96

440

0.12

0.19

2900

0.80

0.10

0.50

0.60

63

181

461

0.17

0.13

2890

1.22

0.38

2.25

2.63

184

82

434

0.14

0.31

2880

1.43

0.94

3.67

4.61

257

58

427

0.20

0.66

2870

1.39

1.32

4.62

5.94

332

60

425

0.22

0.95

2860

0.83

0.21

1.34

1.55

161

128

435

0.14

0.25

2850

0.78

0.28

1.27

1.55

162

129

434

0.18

0.36

2840

0.96

0.24

1.74

1.98

181

120

433

0.12

0.25

2830

0.83

0.25

1.12

1.37

135

123

437

0.18

0.30

2820

0.93

0.71

3.10

3.81

333

97

427

0.19

0.76

2800

0.74

0.15

0.44

0.59

59

200

436

0.25

0.20

2790

0.82

0.16

0.90

1.06

109

154

436

0.15

0.19

2780

1.03

0.20

1.30

1.50

126

110

436

0.13

0.19

2770

1.02

0.18

1.10

1.28

107

113

437

0.14

0.18

2760

1.31

0.40

2.43

2.83

185

121

434

0.14

0.31

2750

0.78

0.21

0.96

1.17

124

138

436

0.18

0.27

2740

0.72

0.18

1.28

1.46

178

118

429

0.12

0.25

Max

-

1.66

1.32

4.62

5.94

333

355

461

0.40

1.05

Ave

0.80

0.26

1.18

1.44

138

164

430

0.19

0.33

Min

0.20

0.04

0.14

0.18

59

58

416

0.09

0.13

Foroozan

FR-A

1994-96

1.09

1.09

6.16

7.25

565

75

437

0.15

1.00

2000-02

1.29

1.45

8.76

10.21

679

73

438

0.14

1.12

2004-06

0.70

0.54

2.14

2.68

306

177

431

0.20

0.77

2008-10

0.62

0.67

3.09

3.76

498

116

434

0.18

1.08

2014-16

0.83

0.79

4.46

5.25

537

135

434

0.15

0.95

2023-24

1.23

0.90

4.04

4.94

328

69

436

0.18

0.73

2028-29

0.75

0.63

2.52

3.15

336

147

435

0.20

0.84

2033-34

1.10

0.44

2.56

3.00

233

216

434

0.15

0.40

2039-40

0.85

0.50

1.61

2.11

189

139

427

0.24

0.59

2050-51

0.90

0.49

1.83

2.32

203

106

435

0.21

0.54

2065-66

0.95

0.43

2.18

2.61

229

129

435

0.16

0.45

2070-71

0.87

1.07

4.62

5.69

531

97

437

0.19

1.23

2075-76

0.78

0.64

4.79

5.43

614

164

438

0.12

0.82

2079-80

1.58

0.96

11.63

12.59

736

59

437

0.08

0.61

2170-71

1.13

1.02

7.09

8.11

627

176

438

0.13

0.90

FR-B

1886

1.08

0.89

1.75

2.64

162

137

432

0.34

0.82

1900-04

1.02

0.90

1.73

2.63

170

219

426

0.34

0.88

1908-12

1.25

0.62

1.67

2.29

134

154

431

0.27

0.50

1928-32

1.25

0.78

1.66

2.44

133

172

428

0.32

0.62

1938-42

1.16

0.72

1.54

2.26

133

172

428

0.32

0.62

Max

-

1.58

1.45

11.63

12.59

736

219

438

0.34

1.23

Ave

1.02

0.78

3.79

4.57

367

137

434

0.20

0.77

Min

0.62

0.43

1.54

2.11

133

59

426

0.08

0.40

Kharg

KG-A

3108

0.76

0.74

1.47

2.21

193

89

421

0.33

0.97

3110-12

0.78

0.51

1.70

2.21

218

223

423

0.23

0.65

3118-20

0.62

0.36

1.55

1.91

250

240

427

0.19

0.58

3138

0.65

0.48

1.89

2.37

291

189

425

0.20

0.74

Max

-

0.78

0.74

1.89

2.37

291

240

427

0.33

0.97

Ave

0.70

0.52

1.65

2.18

238

185

424

0.24

0.74

Min

0.62

0.36

1.47

1.91

193

89

421

0.19

0.58

 

 

 

 

جدول 2- مقادیر میانگین انعکاس ویترینایت اندازه‌گیری‌شده بر‌ نمونه‌های سازند کژدمی در میدان‌های‌ مطالعه‌شده

Table 2- Vitrinite reflectance result for studied oil fields in the Kazhdumi Formation

Field

Well name

Depth (m.)

Thermal maturity

Field

Well name

Depth (m.)

Thermal maturity

Tmax

Ro%

Tmax

Ro%

Hendijan

HD-A

3029

441

0.78

Soroosh

SR-A

2100

423

0.45

3033

448

0.90

2110

427

0.53

3037

456

1.05

2120

424

0.47

3039

440

0.76

2121

423

0.45

3041

434

0.65

2133

426

0.51

3043

440

0.76

2148

430

0.46

3049

449

0.92

2085

423

0.71

3053

430

0.58

2100

423

0.64

3055

430

0.58

2130

428

0.65

3063

454

1.01

2148

431

0.72

3067

428

0.54

SR-B

2960

435

0.69

3071

427

0.53

2930

438

0.68

3075

431

0.60

2910

440

0.67

3077

430

0.58

2890

434

0.66

3079

429

0.56

2870

425

0.65

3117

428

0.54

2760

434

0.61

3127

426

0.51

2740

429

0.60

3131

434

0.65

Max

-

440

0.72

3135

443

0.81

Ave

 

429

0.60

3137

448

0.90

Min

 

423

0.45

HD-B

3167

432

0.67

Foroozan

FR-A

2001

438

0.51

3101

422

0.57

2023

436

0.54

3087

424

0.60

2065

435

0.55

3083

425

0.60

2079

437

0.53

3075

428

0.62

FR-B

1902

426

0.45

3065

428

0.62

1910

431

0.60

3047

430

0.65

1940

428

0.56

3039

430

0.65

Max

-

438

0.60

3020

419

0.57

Ave

 

433

0.53

Max

-

456

1.05

Min

 

426

0.45

Ave

434

0.68

 

 

 

 

Min

419

0.51

 

 

 

 
                       

 

 

نتایج

بررسی پتانسیل هیدروکربن‌زایی سازند کژدمی در شمال غرب خلیج‌فارس در میدان‌های هندیجان، سروش، فروزان و خارگ هدف مطالعۀ حاضر بوده و آنالیزهای مورد نیاز بر‌ نمونه‌های جمع‌آوری‌شده به‌وسیلۀ دستگاه پیرولیز راک‌ایول انجام شده است. همچنین براساس پارامترهای به دست آمده از این آنالیزها، نمودارهای استاندارد اولیه برای تعیین کمیت، کیفیت و بلوغ مواد آلی این سازند ترسیم و در ادامه این نمودارها تفسیر می‌شود.

 

شاخص مهاجرت و بررسی نمونه‌های آلوده

اولین قدم در مطالعات ژئوشیمیایی، بررسی میزان آلودگی نمونه‌های‌ مطالعه‌شده و اطمینان ‌از آلودگی‌نداشتن نمونه‌هاست؛ زیرا آلوده‌بودن نمونه‌ها، نتایج به دست آمده از پیرولیز راک‌ایول را تحت تأثیر قرار می‌دهد و تفسیر‌ نامعتبری را به‌همراه دارد. این آلودگی ‌ ناشی از مهاجرت هیدروکربن از لایه‌ها و سازندهای پایینی نشئت گرفته است (Hunt 1996; Behar et al. 2001). همچنین در اثر نفوذ مواد هیدروکربنی که در گل حفاری وجود دارد نیز، نمونه‌ها‌ دچار آلودگی می‌شوند (Smith 1994). بنابراین برای بررسی میزان آلوده‌بودن نمونه‌های‌ مطالعه‌شده، از منحنی تغییرات S1 در برابر درصد وزنی TOC استفاده می‌شود (Hunt 1996; Behar et al. 2001). شیب نمودارS1 در برابر TOC که برابر 5/1 و یک حد آستانه برای تعیین نمونه‌های آلوده است. نمونه‌های بالای این خط نشان‌دهندۀ هیدروکربن‌های نابرجا[10] (مهاجرت‌یافته و آلوده) و نمونه‌های پایین این خط بیانگر هیدروکربن‌های برجا[11] (غیر مهاجر) است. همچنین مقادیر PI بالای 5/0 نیز یک معیار دیگری برای آلوده‌بودن نمونه‌هاست (Hunt 1996).

با بررسی شکل 2 مشاهده شد که بیشتر نمونه‌های‌ مطالعه‌شده در زیر خط شیب نمودار S1/TOC قرار دارند و نشان‌دهندۀ آلوده‌نبودن نمونه‌ها هستند؛ اما از مجموع 140 نمونه، بیست و سه نمونه از میدان هندیجان، یک نمونه از میدان سروش و سه نمونه از میدان فروزان، یعنی در‌مجموع 27 نمونۀ آلوده (مقادیر S1/TOC بالاتر از ۵/1 و مقادیر PI بالای 5/0) شناسایی شد که چون این نمونه‌های آلوده در تفسیرهای نمودارها خطا ایجاد می‌کنند، برای حذف نمونه‌های آلوده تصمیم گرفته‌ و در تحلیل‌های ژئوشیمیایی بعدی از آن استفاده شد.

 

 

شکل 2- نمودار شاخص مهاجرت برای تعیین نمونه‌های آلوده سازند کژدمی در میدان‌های ‌مطالعه‌شده (Hunt 1996)‌

Fig 2- Migration index plot for detecting the contaminated samples of the Kazhdumi Formation in the study areas (Hunt 1996)

 

تعیین کمیت و پتانسیل تولید هیدروکربن مادۀ آلی سازند کژدمی

برای تعیین کمیت مادۀ آلی و پتانسیل هیدروکربن‌زایی یک سازند از مقدار کربن آلی کل (TOC) استفاده می‌شود (Mahbobipour et al. 2016; Hosseiny and Mohseni 2023). نمونه‌های با مقدار TOC پایین‌تر از 5/0 در محدودۀ ضعیف، 1-5/0 محدودۀ متوسط، 2-1 محدودۀ خوب و بیش از 2درصد وزنی در محدودۀ عالی قرار می‌گیرند (Peters 1986). استفاده از TOC به‌تنهایی برای ارزیابی پتانسیل هیدروکربن‌زایی سازند کافی نیست و از مقادیر S1 و S2 همراه با TOC برای ارزیابی سازند مدنظر و تعیین کمیت آن استفاده می‌شود (Huang et al. 2003). از نمودار تغییرات TOC در برابر اندیس پتانسیل هیدروکربن‌زایی نیز، برای ارزیابی کمیت مواد آلی استفاده می‌‌شود (Tissot and Welte 1984).

میزان کربن آلی کل برای سازند کژدمی، به‌صورت کلی در محدودۀ شمال غرب خلیج‌فارس در بازۀ 2/0 تا 24/6درصد وزنی متغیر است. در میدان هندیجان مقدار TOC بین 24/6-86/0درصد وزنی در بازۀ کمیتی متوسط تا عالی و مقدار میانگین TOC سازند کژدمی در این میدان برابر 93/2درصد وزنی است که کمیت را در بازۀ عالی نشان می‌دهد. مقدار TOC برای میدان سروش در محدودۀ 66/1-20/0درصد وزنی است که بازۀ کمیتی ضعیف تا خوب را برای سازند کژدمی شامل می‌شود. همچنین مقدار میانگین TOC این سازند در میدان سروش برابر 80/0درصد وزنی و بیانگر کمیتی در محدودۀ متوسط است. از دیگر میدان‌های‌ مطالعه‌شده، ‌به میدان فروزان اشاره می‌شود که مقادیر TOC در این میدان در بازۀ 58/1-62/0درصد وزنی و نشان‌دهندۀ محدودۀ متوسط تا خوب سازند کژدمی در این میدان است. همچنین مقدار میانگین TOC این سازند در میدان مذکور 02/1درصد وزنی و نشان‌دهندۀ کمیت خوب سازند کژدمی است. مقادیر TOC در میدان خارگ هم در بازۀ 78/0-62/0درصد وزنی است که کمیت سازند کژدمی در این میدان در محدودۀ متوسط قرار دارد و مقدار میانگین TOC برای این میدان 70/0درصد وزنی و بیانگر کمیت متوسط سازند کژدمی این میدان است (شکل 3). شایان ذکر است که در این مطالعه، فقط چهار نمونه از میدان خارگ ‌بررسی شده است که‌ نمایندۀ تمام ضخامت سازند کژدمی در این میدان نیست.

همان‌طور که قبلاً اشاره شد، برای ارزیابی کمیت مواد آلی علاوه بر پارامتر TOC، از پارامترهای S2 یا اندیس پتانسیل هیدروکربن‌زایی نیز استفاده می‌شود. هنگامی که اندیس پتانسیل هیدروکربن‌زایی مقداری کمتر از 6 داشته باشد،‌ توان ضعیف و متوسط سازند را نشان می‌دهد. در صورتی که مقادیر بالاتر از 6 این اندیس، نشان‌دهندۀ سازندی با کیفیتی در محدودۀ خوب و عالی است (Hosseiny and Barati Boldaji 2020). مقادیر میانگین اندیس پتانسیل هیدروکربن‌زایی سازند کژدمی در میدان‌های هندیجان، سروش، فروزان و خارگ به ترتیب برابر 08/16، 44/1، 57/4 و 18/2 است که این مقادیر بیانگر حضور میدان هندیجان در محدودۀ کمیتی خوب و عالی و میدان‌های سروش، فروزان و خارگ کمیتی در بازۀ ضعیف و متوسط‌اند. روند تغییرات این اندیس با روند تغییرات پارامتر TOC در شمال غرب خلیج‌فارس، رابطۀ مستقیمی‌ دارند.

 

 

شکل 3- نمودار تغییرات TOC در مقابل اندیس پتانسیل هیدروکربن‌زایی سازند کژدمی در میدان‌های‌ مطالعه‌شده (Tissot and Welte 1984)‌

Fig 3- The graph of TOC versus the hydrocarbon potential index of the Kazhdumi Formation in the study fields (Tissot and Welte 1984).

 

تعیین کیفیت و نوع کروژن سازند کژدمی

با توجه به اینکه بررسی کمیت و کیفیت هیدروکربن‌های تولیدی یک سازند با تعیین نوع مادۀ آلی پایش می‌شود،‌ تعیین دقیق تیپ کروژن در سنگ‌های منشأ بسیار مهم است (Tissot and Welte 1984; Hosseiny et al. 2016). مطالعۀ مربوط به ارزیابی سنگ منشأ با پیرولیز راک‌ایول انجام و تیپ کروژن موجود در سازند مشخص می‌شود (Dembicki 2022). برای تعیین نفت‌زا یا گاززا‌بودن سنگ‌های منشأ، نوع مادۀ آلی اولیه یک فاکتور مهم به حساب می‌آید (Tissot and Welte 1984). مادۀ آلی انحلال‌ناپذیر در حلال‌های آلی را کروژن گویند که از انواع ماسرال ایجاد می‌شود و از اجزای گیاهان، جانوران و باکتری‌هاست که در سنگ‌های رسوبی ایجاد می‌شوند (Batten 1996; Barati Boldaji et al. 2024). از نمودار تغییرات اندیس هیدروژن در برابر اندیس اکسیژن که به نمودار ون کرولن تصحیح‌شده معروف است، برای تعیین تیپ کروژن و به‌جهت دقت بالاتر و تأیید نتایج، از نمودار تغییرات اندیس هیدروژن در برابر Tmax استفاده می‌شود (Peters 1986; Hunt 1996). همچنین با استفاده از نمودار TOC در مقابل S2، نوع مادۀ آلی (کروژن) حاضر در سنگ منشأ و کیفیت سازند‌ تعیین می‌شود (Peters 1986). TOC با عنوان یک تابع خطی در نظر گرفته می‌شود که شیب این نمودار برابر با اندیس هیدروژن است (Espitalié 1986). اندیس هیدروژن بزرگ‌تر از 600 (میلی‌گرم هیدروکربن/گرم TOC) معرف تیپ I کروژن و مقادیر بین 350 تا 600 (میلی‌گرم هیدروکربن/گرم TOC) معرف تیپ II کروژن است. برای کروژن تیپ III مقدار اندیس هیدروژن بین 50 تا 200 (میلی‌گرم هیدروکربن/گرم TOC) تعیین شده است (Langford and Blanc-Valleron 1990; Peters and Cassa 1994; Hunt 1996). مقادیر اندیس هیدروژن کمتر از 50 (میلی‌گرم هیدروکربن/گرم TOC) نیز،‌ به کروژن تیپ IV مربوط است که هیچ پتانسیلی برای تولید هیدروکربن‌ ندارد (Tissot and Welte 1984). هر‌چه مقدار نسبی هیدروژن در کروژن موجود بیشتر باشد، پتانسیل نفت‌زایی کروژن نیز بالاتر‌ و بیانگر کیفیت بالای مواد آلی موجود در سازند است. با توجه به پارامترهای استفاده‌شده به‌جهت رسم نمودار و برای تعیین نوع مادۀ آلی، باید دقت کرد که این پارامترها علاوه بر نوع مواد آلی، تحت تأثیر بلوغ و همچنین عوامل ثانویۀ تأثیر‌گذار بر‌ مواد آلی قرار دارند (Peters and Cassa 1994).

مقادیر اندیس هیدروژن در میدان هندیجان بین 309 تا 613 (میلی‌گرم هیدروکربن/گرم TOC) است که نشان‌دهندۀ تیپ II کروژن برای سازند کژدمی است. در میدان سروش، این پارامتر در بازۀ 59 تا 333 (میلی‌گرم هیدروکربن/گرم TOC) و بیانگر تیپ III کروژن برای بیشتر نمونه‌های سازند مذکور در این میدان است. همچنین در میدان فروزان مقدار اندیس هیدروژن بین 133 تا 736 (میلی‌گرم هیدروکربن/گرم TOC) متغیر است و از مجموع نمونه‌های‌ مطالعه‌شده، تعداد شش نمونه مقادیر اندیس هیدروژن پایین‌تر از 200 (میلی‌گرم هیدروکربن/گرم TOC) را دارند. بقیۀ نمونه‌های این میدان نیز، مقادیری بالاتر از 200 (میلی‌گرم هیدروکربن/گرم TOC) را دارند که بیانگر تلفیق کروژن تیپ II و III است. مقادیر اندیس هیدروژن در میدان خارگ هم بین 193 تا 291 (میلی‌گرم هیدروکربن/گرم TOC) و بیانگر تیپ III کروژن برای سازند کژدمی در این میدان است (شکل 4). نمودار اندیس هیدروژن در مقابل اندیس اکسیژن هم نتایج به دست آمدۀ فوق را تأیید می‌کند (شکل 5).

 

 

شکل 4- نمودار تغییرات S2 در برابر TOC برای تعیین نوع کروژن موجود در سازند کژدمی در میدان‌های‌ مطالعه‌شده (Langford and Blanc-Valleron 1990)‌

Fig 4- S2 diagram against TOC for determining the type of kerogen present in the Kazhdumi Formation in the studied fields (Langford and Blanc-Valleron 1990)‌

 

 

شکل 5- نمودار اندیس هیدروژن در برابر اندیس اکسیژن برای سازند کژدمی در میدان‌های‌ مطالعه‌شده (Hunt 1996)‌

Fig 5- Hydrogen versus oxygen index diagram for the Kazhdumi Formation in the studied fields (Hunt 1996)‌

 

بلوغ مواد آلی سازند کژدمی

تولید هیدروکربن،‌ به تکامل حرارتی مادۀ آلی موجود وابسته است (Hosseiny et al. 2016)؛ بنابراین از ضروری‌ترین کارها در ارزیابی سازندهای مستعد سنگ منشأ، تعیین بلوغ حرارتی مواد آلی است. انعکاس ویترینایت از روش‌های کاربردی برای تعیین میزان بلوغ سنگ منشأ است (Dow 1977; Waples et al. 1992). با استفاده از پارامتر Tmax و اندیس تولید نیز، میزان بلوغ مواد آلی‌ تخمین زده می‌شود‌. اگر مقدار پارامتر Tmax کمتر از 435 درجۀ سانتی‌گراد و مقدار اندیس تولید 1/0 باشد، معرف نابالغ‌بودن کروژن و مقادیر Tmax بیشتر از 460 درجۀ سانتی‌گراد و اندیس تولید بالاتر از 4/0، بیانگر پایان پنجرۀ نفتی و شروع محدودۀ گاز تر است (Espitalié et al. 1977). برای استفاده از پارامترهای Tmax و PI باید دقت زیادی داشت؛ زیرا این دو پارامتر‌ تحت تأثیر نوع مادۀ آلی، نوع کانی و آلوده‌شدن نمونه‌ها قرار می‌گیرند (Hosseiny and Barati Boldaji 2020). تغییر در مقادیر پارامترهای حرارتی مواد آلی، به شرایط زمان-دما و تا حدودی به نوع مادۀ آلی موجود وابسته است که تقریبا‌ً معرف مراحل زایش نفت است (Ghayeni and Mahmudy Gharaie 2023). در کروژن تیپ I و II، بازۀ پنجرۀ بلوغ زایش هیدروکربن 470-430 درجۀ سانتی‌گراد و در کروژن نوع III برای تولید گاز خشک، دما بیشتر از 470 درجۀ سانتی‌گراد است (Peters 1986; Tissot et al. 1987). با بررسی نمودار Tmax در برابر اندیس هیدروژن، علاوه بر اینکه بلوغ حرارتی نمونه‌ها بررسی می‌شود، تیپ کروژن موجود در نمونه‌ها نیز‌ بررسی شدنی و تعیین‌شدنی است (Tissot and Welte 1984; Espitalié et al. 1985).

تغییرات انعکاس ویترینایت نسبت‌به عمق، در شکل 6 رسم شده است. با توجه به شکل، مقادیر انعکاس ویترینایت نمونه‌های میدان هندیجان در بازۀ 90/0-58/0 درصد است که وارد زون بلوغ شده‌اند و نمونه‌های مربوط به میدان‌های سروش و فروزان در محدودۀ زون نابالغ و اوایل بلوغ حضور دارند. نتایج داده‌های انعکاس ویترینایت صحت مقادیر بلوغ بر‌اساس مقادیر Tmax را تأیید می‌کند. این نتیجه بر‌اساس شکل 7 نیز استنباط می‌شود. میزان همبستگی بین مقادیر Tmax‌ و نمونه‌های انعکاس ویترینایت برابر با 67/0 (R2=0.67 ) است که‌ تفسیر درست از میزان بلوغ نمونه‌های انتخاب‌شده را نشان می‌دهد. همچنین با توجه به شکل 8، مقادیر میانگین Tmax برای سازندهای هندیجان، سروش و فروزان به ترتیب برابر با 434، 429 و 433 درجۀ سانتی‌گراد است؛ بنابراین‌ این نمودار نیز تأیید‌کنندۀ بالغ‌بودن نمونه‌های میدان هندیجان و حضور میدان‌های سروش و فروزان در محدودۀ زون نابالغ است.

 

شکل 6- نمودار میانگین انعکاس ویترینایت اندازه‌گیری شده در برابر عمق برای نمونه‌های سازند کژدمی در میدان‌های‌ مطالعه‌شده

Fig 6- The graph of average vitrinite reflectance measured against depth for samples of the Kazhdumi Formation in the studied fields‌

 

 

شکل 7- نمودار میانگین انعکاس ویترینایت اندازه‌گیری‌شده در برابر Tmax برای نمونه‌های سازند کژدمی در میدان‌های‌ مطالعه‌شده

Fig 7- The plot of vitrinite reflectance measured against Tmax for samples of the Kazhdumi Formation in the studied fields.

 

 

شکل 8- نمودار اندیس هیدروژن در برابر Tmax برای تعیین تیپ کروژن و بلوغ نمونه‌های سازند کژدمی در میدان‌های‌ مطالعه‌شده (Espitalié et al. 1985).

Fig 8- Hydrogen index versus Tmax for determining the kerogen type and maturity of samples from the the Kazhdumi Formation in the study fields (Espitalié et al. 1985).

بحث

تفسیر تغییرات نسبی سطح آب دریا در کنار دینامیک رسوبی-تکتونیکی کف حوضه، در طول زمان اطلاعات مناسبی را دربارۀ تولید، حفظ و غنای مواد آلی حوضه‌ ارائه می‌‌دهد و به تعیین خصوصیات سنگ منشأ کمک می‌‌کند (Sfidari et al. 2016; Ruvalcaba Baroni et al. 2020; Sfidari et al. 2024). در طول زمان آپتین-آلبین، بخش شمال شرقی صفحۀ عربی در بخش حاشیۀ غیرفعال اقیانوس نئوتتیس قرار داشته است که در آن حوضه‌‌های درون‌‌شلفی در محیط رسوبی دیرینه غلبه داشته‌‌اند (Sharland et al. 2001; Van Buchem et al. 2010). کاهش محسوس دما، همراه با گسترش کلاهک‌‌های یخی در انتهای آپتین، به پایین‌افتادن گستردۀ سطح آب دریا و تخریب سکوی کربناته منجر شده است (Van Buchem et al. 2010). در نتیجۀ این پس‌روی، یک وقفۀ رسوبی گسترده در بالای سازند داریان (شعیبا) رخ می‌‌دهد و برش‌‌هایی به‌صورت دره‌‌های گسترده، در سکوی کربناتۀ صفحۀ عربی ایجاد می‌‌شود (Sharlan et al. 2001). در ابتدای آلبین، گرم‌شدن هوا در مقیاس جهانی رخ داده است که در نتیجۀ آن، هجوم آواری‌‌ها به شکل ماسه‌‌سنگ‌‌ها و شیل‌‌های گسترده در شمال شرقی صفحۀ عربی، از‌طریق تشدید رواناب قاره‌‌ای از بخش جنوب غربی به‌سمت شمال اتفاق افتاده است (Davies et al. 2019). در این زمان رودخانه‌‌ها مقدار زیادی از مواد مغذی خشکی را از‌طریق زیرشاخه‌‌های دلتای بزرگ بورگان در دریا آزاد کرده‌‌اند و فیتوپلانکتون‌‌ها نیز در بخش فوتیک زون، ستون آب دریا را در شرایط مرطوب و گرمسیری از آن تغذیه کرده است (Bordenave and Hegre 2005). در نتیجۀ این شرایط، مواد آلی فراوانی در بخش حاوی نور آب دریا تشکیل شده است که حفظ‌شدگی و کیفیت آن تحت تأثیر شرایط محیط (بی‌اکسیژن، نیمه‌اکسیژن‌دار یا حتی اکسیدان) بوده و خود شرایط محیط نیز با تغییرات نسبی سطح دریا و تخلیۀ رودخانه آب شیرین از جنوب غربی محدود شده است (Bordenave and Hegre 2005; Alipour 2022).

در زمان‌‌های پایین‌بودن سطح آب دریا، دلتای بورگان از جنوب غرب به‌سمت شمال شرق پیشروی کرده است که در نتیجۀ آن پالس‌‌های آواری به حوضه وارد شده‌‌اند (شکل b-9). در طول این زمان‌‌ها، شرایط دلتای پر‌انرژی، بر بسیاری از مناطق جنوب غربی خلیج‌فارس (مانند میدان‌های فروزان، سروش، نوروز) و کشورهای حاشیۀ جنوبی (خفجی و صفانیه در عربستان سعودی، نهر عمر در عمان و بورگان در کویت) غلبه داشته و‌ به رسوب‌گذاری رخساره‌‌های ماسه‌‌‌‌سنگی درشت و ضخیم منجر شده است (عضو ماسه‌سنگی A و B از سازند کژدمی در میدان‌های فروزان، نوروز و سروش). هم‌زمان با این شرایط، در بخش شمالی و عمیق‌تر، حوضۀ رسوبی درون‌شلفی فاقد لایه‌‌بندی در ستون آب و حاوی اکسیژن غلبه داشته و رخساره‌‌های گل‌‌سنگ و شیل‌های فقیر از مواد آلی، با آثاری از ورودی خشکی در بخش پایینی سازند کژدمی (شکل a-9) رسوب‌گذاری کرده است (محل میدان هندیجان در این مطالعه) (Nouri et al. 2016; Sfidari et al. 2016; Alipour 2022).

 

 

شکل 9- (a) بازسازی محیط رسوبی حوضۀ کژدمی در شمال شرق خلیج‌فارس در زمان بالا‌بودن سطح آب دریا و (b) پایین‌بودن سطح آب دریا (با تغییرات از Alipour 2022)‌

Fig 9- Reconstruction of the sedimentary environment of the Kazhdumi Basin in the northeast of the Persian Gulf during high and lowstand sea level (adapted from Alipour 2022)‌

 

در زمان‌‌های بالا‌بودن سطح نسبی آب دریا (شکل 9)، حجم زیادی از آب سرد و شیرین حاوی مواد مغذی خشکی باعث گسترش زون ارگانیکی تولیدی در بخش فوتیک زون ستون آب‌ و در بخش تحتانی ستون آب، شرایط فاقد اکسیژن ایجاد شده است. این شرایط باعث رسوب‌گذاری بالا و نرخ حفظ‌شدگی مواد آلی در مرز آب-رسوب در بخش‌‌های عمیق‌‌تر محیط رسوبی، به‌خصوص حوضۀ درون‌شلفی (محل میدان هندیجان) شده است. محتوای مقدار کل کربن آلی و اندیس هیدروژن در میدان هندیجان و تا حدودی میدان خارگ مباحث ذکر‌شده را تأیید می‌‌کنند (جدول 1). رخسارۀ غنی از مواد آلی بخش‌‌های شیلی بالایی سازند کژدمی حاوی کروژن نوع II در میدان هندیجان (به‌عنوان بخش جنوب شرقی حوضۀ درون‌شلفی) بوده و در شرایط محیطی، فاقد اکسیژن تا نیمه‌اکسیژن‌دار تشکیل شده‌‌اند. این نتیجه‌‌گیری‌‌ها با شرایط فاقد اکسیژن گزارش‌ و در بخش‌‌های مرکزی به‌سمت شمال شرق بخش مرکزی فروافتادگی دزفول تأیید می‌‌‌شود (Bordenave and Hegre 2005; Sfidari et al. 2016).

همان زمان، جنوب غرب حوضه (محل میدان‌های فروزان، سروش) تحت تأثیر ورود آب‌‌های رودخانه‌‌ای آشفته قرار گرفته و در ستون آب، حالت لایه‌بندی (به‌وسیلۀ چگالی) ایجاد نشده است. به این سبب، مواد آلی دریایی نسبتاً بی‌ارزش و تخریب‌شده همراه با غلبۀ نوع خشکی در قسمت‌‌های شیلی بالایی سازند کژدمی در شرایط دریایی حاوی اکسیژن رسوب کرده است. نتایج آنالیز پیرولیز راک‌‌ایول (HI, S2) نشان‌دهندۀ حضور رخساره‌‌های فقیر از مواد آلی حاوی کروژن نوع III با شرایط حفظ‌شدگی ناچیز (مقدار پایین HI) در میدان‌های سروش و فروزان است. شواهد رسوب‌‌شناسی و پتروگرافی شرایط حاوی اکسیژن را در بخش جنوبی خلیج‌فارس و همچنین میدان‌های سروش و فروزان را تأیید می‌‌کنند (شکل 9). بر‌اساس بحث ذکر‌شده، آشکار است که تأثیر هم‌زمان محیط رسوبی-شرایط تکتونیکی (ورود مواد مغزی قارۀ منجر به افزایش تولید مواد آلی در ستون فوتیک زون) و تغییرات نسبی سطح آب دریا (توزیع محل‌‌های با شرایط فاقد اکسیژن در حوضۀ کژدمی)، مسئول تغییرات کمیت و نوع مواد آلی در میدان‌های فروزان، سروش و هندیجان بوده است.

از طرف دیگر، تفسیر عوامل تکتونیکی بر وقایع بعد از رسوب‌گذاری سازند کژدمی، اطلاعات روشنی را از تغییرات بلوغ سازند کژدمی‌ از میدان فروزان و سروش به‌سمت میدان هندیجان ارائه می‌‌دهد. عقیده بر این است که تکتونیک محلی، یکی از عوامل شکل‌گیری و گسترش حوضۀ کژدمی در طول آلبین بوده است (حوضۀ درون‌شلفی و پلاتفرم کربناتۀ فارس) (Alsharhan and Nairn 1997). همچنین وقایع بعد از رسوب‌گذاری سازند کژدمی نیز تحت تأثیر همین تکتونیک محلی بوده است (Bordenave and Burwood 1995)؛ برای نمونه، گسل‌‌های پی‌‌سنگی با روند شمالی-جنوبی (سیستم‌‌های گسلۀ خفجی-هندیجان، خارگ-میش و کازرون) همراه با پشته‌‌های عمیق نمکی هرمز (میدان‌های گنبدی قرار‌گرفته بر‌ بلندای قدیمۀ خفجی-هندیجان)، به تغییرات ضخامت رسوبات کرتاسۀ پسین در شمال شرق صفحۀ عربی منجر شده است (شکل 10). پیوستگی و مرز تدریجی بین سازند کژدمی و سروک در ناحیۀ سیستم گسلۀ هندیجان-خفجی، ‌ فعالیت‌نداشتن این سیستم در ابتدای سنومانین است (Mehrabi et al. 2015). با‌ وجود این، فعالیت‌‌های مهم تکتونیکی در انتهای سنومانین در امتداد این سیستم گسلی پی‌‌سنگی، به رشد بلنداهای قدیمه و گودال‌‌ها شامل بلندای قدیمۀ خفجی-هندیجان و گودال بینک در طول کرتاسۀ بالایی منجر شده است (شکل 10). این بلندا‌‌ها و گودال‌‌های شکل‌گرفته‌ به تغییرات زیاد رخساره و ضخامت توالی کربناته منجر شده است. در امتداد گسل پی‌‌سنگی خفجی-هندیجان، پلاتفرم کربناتۀ سروک بیرون زده و در بعضی مکان‌‌ها‌ نبود رسوب‌گذاری سازندهای سروک و ایلام در کرتاسۀ بالایی در جنوب غرب خلیج‌فارس اتفاق افتاده است (Shiroodi et al. 2015; Mehrabi et al. 2015).

تغییرات ضخامت سازندهای سروک، ایلام و گورپی در طول این بلندای قدیمه، منطبق با روند ساختاری آن است (Shiroodi et al. 2015). به‌علاوه، در بخش شمالی و جنوبی بلندای قدیمۀ خفجی-هندیجان، رخساره‌‌ها و ضخامت سازند سروک متفاوت است (شکل 10). در بخش شمالی (محل میدان هندیجان)، ضخامت سازند سروک بیشتر از بخش جنوبی (محل میدان‌های فروزان و سروش) است که نشان‌دهندۀ تأثیرگذاری بیشتر این عناصر ساختاری در بخش جنوبی نسبت‌به بخش شمالی است (شکل 10). این عوامل‌ به عمق تدفین بیشتر سازند کژدمی در بخش شمالی (میدان هندیجان) نسبت‌به بخش جنوبی (میدان‌های فروزان و سروش) بلندای قدیمه منجر شده است؛ از این رو،‌ نتیجه‌‌گیری می‌شود که بلوغ بیشتر سازند کژدمی در میدان هندیجان در مقایسه با میدان‌های فروزان و سروش به‌دلیل ضخامت بیشتر رسوبات کرتاسۀ بالایی (سازندهای سروک، ایلام و گورپی) در بخش شمالی بلندای قدیمۀ خفجی-هندیجان بوده است (شکل 10).

 

 

 

 

شکل 10- (a) نقشۀ هم‌ضخامت توالی کربنات کرتاسۀ بالایی در خلیج‌فارس بر‌اساس تفسیر داده‌های لرزه‌ای (اقتباس از Mehrabi et al. 2015)، (b) تغییرات ضخامت سازند سروک (Khalili 1974) و (c) تأثیر بلندای قدیمۀ هندیجان–خفجی بر‌ کاهش ضخامت سازند سروک از هندیجان تا فروزان (Noori et al. 2016)‌

Fig 10- (a) Thickness map of the upper carbonate sequence in the Persian Gulf based on seismic interpretation of data (adapted from Mehrabi et al. 2015), (b) Changes in Sarvak Formation thickness (Khalili 1974), and (c) Influence of the Hendijan-Khafji paleo high on the reduction of Sarvak Formation thickness from Hendijan to Foroozan (Noori et al. 2016)‌

 

ضخامت 3900 متری (سازند کژدمی تا رأس سازند میشان) قبل از چین‌خوردگی اصلی زاگرس، برای بلوغ و خروج هیدروکربن از سازند کژدمی پیشنهاد شده است (Bordenave and Burwood 1995). نقشۀ هم‌‌ضخامت تجمعی قبل از چین‌خوردگی زاگرس (انتهای سازند کژدمی تا رأس سازند میشان)، نشان‌دهندۀ تأثیر فعالیت‌‌های ساختاری در عمق تدفین سازند کژدمی است (شکل 11) (Sfidari et al. 2016). عمق تدفین 2500 تا 3000 متری برای سازند کژدمی در میدان سروش، گزارش شده است (شکل 11). با‌ وجود این، عمق تدفین 3000 تا 3500 متری برای سازند کژدمی در میدان هندیجان گزارش شده است (شکل 11). این اختلاف در عمق تدفین از میدان هندیجان به‌سمت میدان‌های سروش و فروزان، بلوغ بیشتر این سازند را در میدان هندیجان نشان می‌دهد (شکل‌های 6 و 8). مقادیر Tmax و Ro نشان‌دهندۀ ابتدای پنجرۀ بلوغ (انعکاس ویترینایت در حدود 75/0) برای سازند کژدمی در میدان هندیجان‌اند. با وجود این، همچنین مقادیری در میدان‌های سروش (انعکاس ویترینایت در حدود 6/0) و فروزان (انعکاس ویترینایت در حدود 62/0)، نشان‌دهندۀ شرایط نابالغ در این دو میدان است. بحث ارائه‌شده نقش تکتونیک محلی (بلندای قدیمۀ خفجی-هندیجان) و فعالیت‌‌های بعد از رسوب‌گذاری سازند کژدمی را در بلوغ این سازند آشکار می‌‌‌کند.

 

 

 

شکل 11- ضخامت تجمعی بالای سازند کژدمی قبل از چین‌خوردگی زاگرس رأس سازند میشان تا سازند کژدمی (Sfidari et al. 2016)‌

Fig 11- The cumulative thickness above the Kazhdumi Formation before the Zagros orogeny (the top of the Mishan Formation to the Kazhdumi Formation (Sfidari et al. 2016)

 

‌

 

نتیجه‌

مطالعۀ ژئوشیمیایی سنگ منشأ، یکی از پارمترهای مهم ارزیابی سیستم‌های نفتی در یک حوضۀ رسوبی است. در این مطالعه، ارزیابی ژئوشیمیایی سازند کژدمی در شمال غرب خلیج‌فارس، به‌عنوان یکی از سنگ منشأهای احتمالی‌ بررسی و مطالعه شده است. برای مطالعۀ سازند کژدمی در شمال غرب خلیج‌فارس، خرده‌های حفاری از میدان‌های هندیجان، سروش، فروزان و خارگ برای پیرولیز راک‌ایول و انعکاس ویترینایت جمع‌آوری شد.

نتایج آزمایش‌ها نشان داد که میانگین مقدار کل کربن آلی در میدان‌های هندیجان، سروش، فروزان و خارگ به ترتیب 93/2، 80/0، 02/1 و 70/0 درصد وزنی است. همچنین مقدار میانگین اندیس هیدروژن به ترتیب 474، 138، 367 و 238 (میلی‌گرم هیدروکربن/گرم TOC) است. بر‌اساس نتایج انعکاس ویترینایت سازند کژدمی در میدان‌های هندیجان و خارگ وارد زون بلوغ و‌ به‌سمت میدان‌های سروش و فروزان از مقدار آن کاسته می‌شود و در زون نابالغ قرار دارد.

بر‌اساس نتایج این مطالعه و انطباق آن با مطالعات رسوب‌شناسی و تکتونیکی انجا‌م‌شده در منطقه، نتیجه‌ این است که تغییرات نسبی سطح آب دریا در قالب جابه‌جایی دلتا در طول حوضۀ رسوبی قدیمۀ آلبین، نقش اصلی در ته‌نشست و حفظ‌شدگی مواد آلی را در سازند کژدمی بازی کرده است. در مناطق نزدیک ورودی آواری دلتای قدیمه، رسوبات دانه‌درشت با کروژن نوع III یا نوع خشکی در رسوبات موجود بوده است که مقدار مواد آلی پایینی را دارد (میدان‌های سروش و فروزان). با‌ وجود این، با دور‌شدن از منشأ ورودی آواری و نزدیک‌شدن به حوضۀ درون‌شلفی، نقش ورودی رسوبات آواری کمتر‌ و مواد آلی به خوبی در رسوبات کف حوضه حفظ شده‌اند که در‌نتیجه این امر، مواد آلی دریایی نوع II در رسوبات به‌خوبی حفظ شده‌اند (میدان هندیجان).

تغییرات بلوغ سازند کژدمی در شمال غرب خلیج‌فارس، به عوامل تکتونیکی و ساختارهای قدیمۀ پی سنگی در ارتباط است. به‌دلیل تأثیر بلندای قدیمه در رسوب‌گذاری سازندهای بعد از سازند کژدمی در شمال غرب خلیج‌فارس، ضخامت سازندهای سروک، گورپی و ایلام از شمال به‌سمت جنوب بلندای قدیمه با کاهش همراه بوده است. این تغییرات ضخامت سازندهای فوقانی‌ به بلوغ بیشتر سازند کژدمی در میدان هندیجان و خارگ و بلوغ پایین‌تر و عمق تدفین کمتر این سازند در میدان‌های سروش و فروزان منجر شده است.

 

[1] Amar Suture

[2] Total Organic Carbon: TOC

[3] Hydrogen Index: HI=100*S2/TOC

[4] Oxygen Index: OI=100*S3/TOC

[5] Production Index: PI=S1/(S1+S2)

[6] Petroleum Potential: PP=S1+S2

[7] Reflected Light Microscope

[8] Photomultiplier

[9] Vitrinite Reflectance: Ro%

[10] Non-indigenous Hydrocarbon

[11] Indigenous Hydrocarbon

مراجع

Alavi M. 2004. Regional stratigraphy of the Zagros Fold-Thrust Belt of Iran and its proforeland evolution. American Journal of Science, 304(1): 1-20. http://dx.doi.org/10.2475/ajs.304.1.1.

Alipour M. 2022. Organic facies and paleo-depositional environments of the Aptian–Albian Kazhdumi source rock in the Zagros basin of Iran. Marine and Petroleum Geology, 145: 105887. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2022.105887.

Alsharhan A.S. and Nairn A.E.M. 1997. Sedimentary Basins and Petroleum Geology of the Middle East. Elsevier, Amsterdam, NewYork, 843 p.

Baniasad A. Rabbani A. Sachse V.F. Littke R. Moallemi S.A. and Soleimany B. 2016. 2D basin modeling study of the Binak Trough, northwestern Persian Gulf, Iran. Marine and Petroleum Geology, 77: 882-897. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2016.07.025.

Barati Boldaji S. Sefidari E. Mehrabi H. and Zamanzadeh S.M. 2024. Geochemical evaluation of potential source rocks based on Rock-Eval Pyrolysis and Vitrinite reflectance analyses in Foroozan oil field. Scientific Quarterly Journal of Geosciences, 34(2): 59-74. https://10.22071/gsj.2023.422750.2119.

Barker C. 1974. Pyrolysis techniques for source-rock evaluation. AAPG Bulletin, 58(11): 2349-2361. https://doi.org/10.1306/83D91BAF-16C7-11D7-8645000102C1865D.

Batten D.J. 1996. Palynofacies and palaeoenvironmental interpretation. In: Jansonius J. and McGregor D.C. (Eds.), Palynology: Principles and Applications, Vol 3, American Association of Stratigraphic Palynologists Foundation, College Station, 1011-1064 p.

Behar F. Beaumont V.D.E.B. and Penteado H.D.B. 2001. Rock-Eval 6 technology: performances and developments. Oil & Gas Science and Technology, 56(2): 111-134. https://doi.org/10.2516/ogst:2001013.

Bordenave M.L. 1993. Applied Petroleum Geochemistry. Editions Technip, Paris, 524p.

Bordenave M.L. and Burwood R. 1995. The Albian Kazhdumi Formation of the Dezful Embayment, Iran: one of the most efficient petroleum generating systems. In petroleum source rocks (183-207). Berlin, Heidelberg: Springer Berlin Heidelberg, 183-207. https://doi.org/10.1007/978-3-642-78911-3_11.

Bordenave M.L. and Hegre J.A. 2005. The influence of tectonics on the entrapment of oil in the Dezful Embayment, Zagros Foldbelt, Iran. Journal of Petroleum Geology, 28(4): 339-368. https://doi.org/10.1111/j.1747-5457.2005.tb00087.x.

Burberry C.M. 2015. The effect of basement fault reactivation on the Triassic–Recent geology of Kurdistan, North Iraq. Journal of Petroleum Geology, 38(1): 37-58. https://doi.org/10.1111/jpg.12597.

Davies R.B. Simmons M.D. Jewell T.O. and Collins J. 2019. Regional controls on siliciclastic input into Mesozoic depositional systems of the Arabian plate and their petroleum significance. In: Al-Anzi H.R. Rahmani R.A. Steel R.J. Soliman O.M. (Eds.), Siliciclastic Reservoirs of the Arabian Plate: AAPG Memoir, 116: 103-140. https://10.1306/13642165M1183798.

Dembicki H. 2022. Practical Petroleum Geochemistry for Exploration and Production. Elsevier, 424p.

Dow W.G. 1977. Kerogen studies and geological interpretations. Journal of Geochemical Exploration, 7: 79-99. https://doi.org/10.1016/0375-6742(77)90078-4.

Espitalié J. 1986. Use of Tmax as a Maturation Index for Different Types of Organic Matter. Comparison with Vitrinite Reflectance. In: Burrus J. (Ed.), Thermal Modeling in Sedimentary Basins. Publications de l'Institut Français du Pétrole / Institut Français du Pétrole, 44 . Editions Technip, Paris, 475-496. https://oceanrep.geomar.de/id/eprint/40227.

Espitalié J. Deroo G. and Marquis F. 1985. La pyrolyse Rock-Eval et ses applications. Deuxième partie. Revue de l'Institut français du Pétrole, 40(6): 755-784. https://doi.org/10.2516/ogst:1985045.

Espitalié J. Laporte J.L. Madec M. Marquis F. Leplat P. and Paulet J. 1977. Méthode rapide de caractérisation des roches mères, de leur potential pétrolier et de leu degré d’évolution, Review Institut Français du Pétrole, 32(1): 23-42. https://doi.org/10.2516/ogst:1977002.

Farzipour-Saein A. Nilfouroushan F. and Koyi H. 2013. The effect of basement step/topography on the geometry of the Zagros fold and thrust belt (SW Iran): an analog modeling approach. International Journal of Earth Sciences, 102: 2117-2135. https://doi.org/10.1007/s00531-013-0921-5.

Ghayeni H. and Mahmudy-Gharaie M.H. 2023. Hydrocarbon generation potential of the Kazhdumi Formation in Tang-E Maghar and Perchestan sections compared to the other oil fields in the Zagros Basin. Scientific Quarterly Journal of Geosciences, 33(1): 27-42. https://10.22071/gsj.2022.350594.2014.

Ghazban F. 2007. Petroleum Geology of the Persian Gulf. Tehran University and National Iranian Oil Company Publications, Tehran, 707 p.

Hosseiny E. and Barati Boldaji S. 2020. Evaluation of hydrocarbon generation potential of Sargelu source rock in southwestern Iran and the northwestern Persian Gulf. Journal of Analytical and Numerical Methods in Mining Engineering, 10(23): 79-89. https://doi: 10.29252/anm.2020.14351.1451.

Hosseiny E. and Mohseni A. 2023. Garau Formation as an unconventional hydrocarbon resource in southwestern Iran: a geochemical investigation. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 13(7): 1535-1549. https://doi.org/10.1007/s13202-023-01634-1.

Hosseiny E. Rabbani A.R. and Moallemi S.A. 2016. Source rock characterization of the Cretaceous Sarvak Formation in the eastern part of the Iranian sector of Persian Gulf. Organic Geochemistry, 99: 53-66. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2016.06.005.

Huang B. Xiao X. and Zhang M. 2003. Geochemistry, grouping and origins of crude oils in the Western Pearl River Mouth Basin, offshore South China Sea. Organic Geochemistry, 34(7): 993-1008. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(03)00035-4.

Hunt J.M. 1996. Petroleum Geochemistry and Geology. 2nd Edition, W.H. Freeman and Company, New York, 743 p.

James G.A. and Wynd J.G. 1965. Stratigraphic nomenclature of Iranian oil consortium agreement area. AAPG Bulletin, 49(12): 2182-2245. https://doi.org/10.1306/A663388A-16C0-11D7-8645000102C1865D.

Jarvis I.A.N. Gale A.S. Jenkyns H.C. and Pearce M.A. 2006. Secular variation in Late Cretaceous carbon isotopes: a new δ13C carbonate reference curve for the Cenomanian–Campanian (99.6–70.6 Ma). Geological Magazine, 143(5): 561-608. https://doi:10.1017/S0016756806002421.

Jenkyns H.C. 2010. Geochemistry of oceanic anoxic events. Geochemistry, Geophysics, Geosystems, 11(3): 1-30. https://doi.org/10.1029/2009GC002788.

Khalili M. 1974. The Biostratigraphic Synthesis of the Bangestan Group in Southwest Iran. National Iranian Oil Company. Report No. 1219.

Kotarba M.J. Więcław D. Kosakowski P. Zacharski J. and Kowalski A. 2003. Evaluation of source rock and petroleum potential of Middle Jurassic strata in the south-eastern part of Poland. Polish, English sum mary). Przegl¹d Geologiczny, 51: 1031-1040.

Langford F.F. and Blanc-Valleron M.M. 1990. Interpreting Rock-Eval pyrolysis data using graphs of pyrolizable hydrocarbons vs. total organic carbon. AAPG Bulletin, 74(6): 799-804. https://doi.org/10.1306/0C9B238F-1710-11D7-8645000102C1865D.

LeCompte B. and Hursan G. 2010. Quantifying source rock maturity from logs: How to get more than TOC from delta log R. Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Florence, Italy, 19-22. https://doi.org/10.2118/133128-MS.

Mahbobipour H. Kamali M.R. and Solgi A. 2016. Organic geochemistry and petroleum potential of Early Cretaceous Garau Formation in central part of Lurestan zone, northwest of Zagros, Iran. Marine and Petroleum Geology, 77: 991-1009. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2016.05.004.

Mehrabi H. Rahimpour-Bonab H. Hajikazemi E. and Jamalian A. 2015. Controls on depositional facies in Upper Cretaceous carbonate reservoirs in the Zagros area and the Persian Gulf, Iran. Facies, 61: 1-24. https://doi.org/10.1007/s10347-015-0450-8.

Noori B. Ghadimvand N.K. Movahed B. Yousefpour M. 2016. Provenance and tectonic setting of late lower Cretaceous (Albian) Kazhdumi Formation sandstones (SW Iran). Open J. Geol., 6(8): 721-739. https://10.4236/ojg.2016.68055.

Page M.M. and Kuhnel C. 1980. Rock-Eval pyrolysis as source rock screening technique. AAPG Bulletin, 64(5): 762-762.

Peters K.E. 1986. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis. AAPG Bulletin, 70(3): 318-329. https://doi.org/10.1306/94885688-1704-11D7-8645000102C1865D.

Peters K.E. and Cassa M.R. 1994. Applied source-rock geochemistry. In: Magoon L.B. and Dow W.G. (Eds.), The Petroleum System. From Source to Trap, American Association of Petroleum Geologists, Tulsa, 93-120.

Peters K.E. and Moldowan J.M. 1991. Effects of source, thermal maturity, and biodegradation on the distribution and isomerization of homohopanes in petroleum. Organic Geochemistry, 17(1): 47-61. https://doi.org/10.1016/0146-6380(91)90039-M.

Rabbani A.R. 2007. Petroleum geochemistry, offshore SE Iran. Geochemistry International, 45(11): 1164-1172. https://doi.org/10.1134/S0016702907110109.

Rabbani A.R. Kotarba M.J. Baniasad A.R. Hosseiny E. and Wieclaw D. 2014. Geochemical characteristics and genetic types of the crude oils from the Iranian sector of the Persian Gulf. Organic Geochemistry, 70, 29-43. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2014.02.010.

Robinson S.A. Heimhofer U. Hesselbo S.P. and Petrizzo M.R. 2017. Mesozoic climates and oceans–a tribute to Hugh Jenkyns and Helmut Weissert. Sedimentology, 64(1): 1-15. https://doi.org/10.1111/sed.12349.

Roth P.H. Bowdler J.L. 1981. Middle Cretaceous calcareous nannoplankton, biogeography and oceanography of the atlantic ocean. Soc. Econ. Paleont. and Mineralog., Tulsa, Special Publication 32: 517-546.

Ruvalcaba Baroni I. Palastanga V. and Slomp C.P. 2020. Enhanced organic carbon burial in sediments of oxygen minimum zones upon ocean deoxygenation. Frontiers in Marine Science, 6: 839 p. https://doi.org/10.3389/fmars.2019.00839.

Sfidari E. 2024. Reservoir Geochemistry. Shahid Beheshti Center-Academic Center for Education, Culture and Research Publications, Tehran, 278 p.

Sfidari E. Sharifi M. Amini A. Zamanzadeh S.M. and Kadkhodaie A. 2021. Reservoir quality of the Surmeh (Arab-D) reservoir in the context of sequence stratigraphy in Salman Field, Persian Gulf. Journal of Petroleum Science and Engineering, 198: 108180. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108180.

Sfidari E. Sharifi M. Yazdi-Moghadam M. and Hakimi-Zanouz A. 2024. Geochemical pyrolysis, petrographical analysis and burial history reconstructions of the Kazhdumi Formation in the Hendijan and Soroosh oil fields, northwestern Persian Gulf. Journal of African Earth Sciences, 210: 105158. https://doi.org/10.1016/j.jafrearsci.2023.105158.

Sfidari E. Zamanzadeh S.M. Dashti A. Opera A. and Tavakkol M.H. 2016. Comprehensive source rock evaluation of the Kazhdumi Formation, in the Iranian Zagros Foldbelt and adjacent offshore. Marine and Petroleum Geology, 71: 26-40. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2015.12.011.

Sharland P.R. Archer R. Casey D.M. Davies R.B. Hall S.H. Heward A.P. Horbury A.D. Simmon M.D. 2001. Arabian Plate Sequence Stratigraphy. GeoArabia Special Publication 2. Oriental Press, Manama Bahrain, 371 p.

Shiroodi S.K. Ghafoori M. Faghih A. Ghanadian M. Lashkaripour G. and Moghadas N.H. 2015. Multi-phase inversion tectonics related to the Hendijan–Nowrooz–Khafji Fault activity, Zagros Mountains, SW Iran. Journal of African Earth Sciences, 111: 399-408. https://doi.org/10.1016/j.jafrearsci.2015.08.015.

Smith J.T. 1994. Petroleum System Logic as an Exploration Tool in a Frontier Setting. AAPG Mem, 60: 25-49.

Tissot B.P. and Welte D.H. 1984. Petroleum Formation and Ocurrence Springer-Verlag. Berlin Heidelberg, New York, Tokio, 699 p.

Tissot B.P. Pelet R. and Ungerer P.H. 1987. Thermal history of sedimentary basins, maturation indices, and kinetics of oil and gas generation. AAPG Bulletin, 71(12): 1445-1466. https://doi.org/10.1306/703C80E7-1707-11D7-8645000102C1865D.

Van Buchem F.S.P. Baghbani D. Bulot L.G. Caron M. Gaumet F. Hosseini A. Keyvani F. Schroeder R. Swennen R. Vedrenne V. 2010. Barremian-lower Albian sequence-stratigraphy of southwest Iran (Gadvan, Dariyan and Kazhdumi formations) and its comparison with Oman, Qatar and the United Arab Emirates. In: van Buchem F.S. Al-Husseini M. Maurer F. Droste H. (Eds.), GeoArabia Special Publication, 4(1): Gulf PetroLink, Bahrain, 503–548.

Waples D.W. Kamata H. and Suizu M. 1992. The art of maturity modeling, part 1: finding a satisfactory geologic model. AAPG Bulletin, 76(1): 31-46. https://doi.org/10.1306/BDFF875E-1718-11D7-8645000102C1865D.

Ziegler M.A. 2001. Late Permian to Holocene Paleofacies Evolution of the Arabian Plate and its Hydrocarbon Occurrences. GeoArabia, 6(3): 445-504. https://doi.org/10.2113/geoarabia0603445.

آمار
تعداد مشاهده مقاله: 481
تعداد دریافت فایل اصل مقاله: 240


سامانه مدیریت نشریات علمی. طراحی و پیاده سازی از سیناوب