ارزیابی توان هیدروکربن زایی شیل و مارن های بخش میانی سازند داریان در ناحیه دزفول جنوبی، زاگرس، ایران

نویسندگان

1 دانشجوی دکترا، دانشکده علوم‌زمین، دانشگاه شهید بهشتی، تهران

2 استاد دانشکده علوم‌زمین، دانشگاه شهید بهشتی، تهران

3 دانشیار دانشکده علوم‌زمین، دانشگاه شهید بهشتی، تهران

4 مدیریت اکتشاف شرکت ملی نفت ایران، تهران

چکیده

سازند داریان (سن آپسین) با سنگ­شناسی بطور عمده آهکی بیش­تر بعنوان سازند مخرنی شناخته می­شود. این سازند در منطقه دزفول جنوبی به سه بخش پایینی، میانی (زبانه کژدمی) و بالایی تقسیم می­شود. سنگ­شناسی بخش میانی شامل لایه­های شیل، مارن و میان لایه­های آهک­رسی می­باشد. تاکنون به ارزیابی توان تولید هیدروکربن این بخش پرداخته نشده است. در این مطالعه نتایج آنالیز راک­ایول 67  نمونه از لایه­های شـیلی و مارنـی  بخش میانی سـازند داریـان (سن آپسین) از سه برش سطحی و نه چاه در ناحیه دزفول جنوبی به منظور تعیین نوع کروژن، محتوای TOC و بلوغ حرارتی، مورد بررسی قرار گرفت. براساس نتایج بدست آمده مقادیر TOC بخش میانی داریان  از 2/0 تا 5/2 درصد وزنی با میانگین 1/1 درصد وزنی است. عمده لایه های انتخابی بویژه در بخش مرکزی و غربی ناحیه از نظر حرارتی بالغ بوده و به پنجره نفت­زایی رسیده است نمونه­های مطالعه شده دارای کروژن تیپ II تا II/III و III بوده و توان زایش هیدروکربور (پتانسیل متوسط تا عالی) را دارند.  بررسی میزان بلوغ حرارتی نمونه‌ها با توجه به پارامتر Tmax در بخش میانی داریان حاکی از آن است که تقریبا تمامی نمونه‌ها وارد پنجره نفتی گردیده‌اند ارزیابی نمونه­های مطالعه شده نشان می­دهد که توان هیدروکربن­زایی لایه­های شیلی و مارنی بخش میانی داریان (زبانه کژدمی) در یک روند از  شرق به غرب افزایش می­یابد و این بخش بعنوان سنگ منشاء می­تواند نقش مهمی در سیستم نفتی داریان بالائی و و افق­های مخزنی بالاتر داشته باشد.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Hydrocarbon source rock evaluation of the middle Dariyan shale and marls, south Dezful, Zagros, Iran

نویسندگان [English]

  • َA. Rostami 1
  • M. H. Adabi 2
  • A. Sadeghi 3
  • S. A. Moalemi 4
چکیده [English]

The Dezful Embayment is a depressed area within the Zagros Folded Belt. This embayment represents a foreland basin where subsidence at the foot of the uplifting mountain front fault has resulted in the deposition of thick post-Oligocene sediments. It has been one of the most productive areas where several potential source rock units with different geological ages were deposited in this tectonically developed depression making this area as the most prolific region in the Middle East. It is divided into northern and southern parts. The South Dezful Embayment at the foreland part of the Zagros Fold-Thrust Belt is a post-Oligocene subsiding basin. To the southeast, the South Dezful Embayment is bounded to the Kazerun Fault Zone and to the west, it bounded by the hendijan Fault zone, which is an N-S trending paleo-structure. Due to its vast oil resources, it has attracted the attention of researchers during time. The Dariyan Formation-Aptian age- is known as a carbonate reservoir in the Zagros Basin. It overlies the Gadvan Formation conformably and is overlain unconformably by Kazhdumi Formation. In the studied area, the Dariyan Formation has a thickness ranging from 195 to 45 m and can be divided into three members that are as follows: Lower Dariyan, Middle Dariyan, and Upper Dariyan. The Lower Dariyan consists of thick to medium-bedded limestone. The middle part of the Dariyan Formation is the so-called Kazhdumi Tongue. This part consists of thick black to greenish-grey shale and marl layers associated with a high abundance of planktonic foraminifers. In the East-West trend thickness of this part changes from 100 To 0 m where middle Dariyan and also Upper Dariyan change to Kazhdumi facies toward Kazhdumi intra-shelf basin in central part of Dezful embayment. The upper Dariyan Formation is composed of buff to grey medium, thick-bedded limestone. Many studies have been focused on Reservoir properties of Dariyan Carbonates in Zagros basin and Arabian plate but this is the first time that hydrocarbon source rock of the Middle part of Dariyan potential is going to be evaluated. The result may help to define new Petroleum systems that middle Dariyan will important role as a source rock for Upper Dariyan and above reservoirs.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Dariyan formation
  • kerogen type
  • source-rock richness
  • Thermal Maturity
  • source quality
مطیعی، ه (1372) چینه­شناسی زاگرس. طرح تدوین کتاب زمین­شناسی ایران، سازمان زمین­شناسی و اکتشافات معدنی کشور، ش. 1، 536 ص.
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.
Behar, F., Beaumont, V., and Penteado, H. D. B (2001) Rock-Eval 6 technology: performances and developments: Oil & Gas Science and Technology, 56(2): 111-134.
Bordenave, M., and Burwood, R (1995) The Albian Kazhdumi Formation of the Dezful Embayment, Iran: one of the most efficient petroleum generating systems, Petroleum Source Rocks, Springer, p. 183-207.
Cornford, C (1994) Mandal-Ekofisk (!) Petroleum System in the Central Graben of the North Sea: Chapter 33: Part VI. Case Studies--Eastern Hemisphere.
Dahl, B., Bojesen-Koefoed, J., Holm, A., Justwan, H., Rasmussen, E., and Thomsen, E (2004) A new approach to interpreting Rock-Eval S2 and TOC data for kerogen quality assessment: Organic Geochemistry, 35(11-12): 1461-1477.
Dembicki Jr, H (2009) Three common source rock evaluation errors made by geologists during prospect or play appraisals: AAPG bulletin, 93(3): 341-356.
Dembicki, H (2016) Practical petroleum geochemistry for exploration and production, Elsevier, 331 p.
Espitalié, J., Laporte, J., Madec, M., Marquis, F., Lepat, P., Paulet, J., and Boutefeu, A (1977) Méthode rapide de caractérisation des roches mères, de leur potentiel petrolier et leur degré d’évolution: Review Institut Français du Pétrole, v. 32.
Hunt, J (1995) Petroleum geochemistry and geology., 1996, WH Freeman and Company, New York, 743p.
Ibrahimbas, A., and Riediger, C (2004) Hydrocarbon source rock potential as determined by Rock-Eval 6/TOC pyrolysis, Northeast British Columbia and Northwest Alberta: Summary of Activities, p. 8-18.
James, G., and Wynd, J (1965) Stratigraphic nomenclature of Iranian oil consortium agreement area: AAPG Bulletin, 49(12): 2182-2245.
Larter, S., and Douglas, A (1982) Pyrolysis methods in organic geochemistry: an overview: Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, 4(1): 1-19.
Peters, K (1986) Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis: AAPG bulletin, 70( 3): 318-329.
Peters, K. E., and Cassa, M. R (1994) Applied source rock geochemistry: Chapter 5: Part II. Essential elements.
Ronov, A (1958) Organic carbon in sedimentary rocks (in relation to the presence of petroleum): Geochemistry, 5: 497-509.
Sharland, P. R., Casey, D. M., Davies, R. B., Simmons, M. D., and Sutcliffe, O. E (2004) Arabian plate sequence stratigraphy–revisions to SP2: GeoArabia, 9(1): 199-214.
Van Buchem, F. S (2010) Barremian-Aptian stratigraphy and hydrocarbon habitat of the eastern Arabian Plate, Gulf Petrolink, 614p.
Vincent, B., van Buchem, F. S., Bulot, L. G., Immenhauser, A., Caron, M., Baghbani, D., and Huc, A. Y (2010) Carbon-isotope stratigraphy, biostratigraphy and organic matter distribution in the Aptian–Lower Albian successions of southwest Iran (Dariyan and Kazhdumi formations): GeoArabia Special Publication, 4(1): 139-197.
Waples, D. W (1985) Geochemistry in petroleum exploration. D. Redial Publishing Company, 232 p.
Ziegler, M (2001) Late Permian to Holocene paleofacies evolution of the Arabian plate and its hydrocarbon implications: GeoArabia, v. 6: GeoArabia, 6: 445-450.