فهرست مطالب

فصلنامه پژوهش های چینه نگاری و رسوب شناسی
سال بیست و ششم شماره 4 (پیاپی 41، زمستان 1389)

  • تاریخ انتشار: 1389/12/28
  • تعداد عناوین: 8
|
  • الهام داوطلب، ابراهیم قاسمی نژاد، علیرضا عاشوری، محمد وحیدی نیا صفحه 1
    سازند سرچشمه در برش چینه شناسی انجیربلاغ به ضخامت 413 متر عمدتا از شیل و مارن همراه با میان لایه های آهکی تشکیل شده است. با شناسایی 35 جنس و 40 گونه داینوفلاژله تعلق طبقات به زون Odontochitina operculata Zone مشخص گردید، که نشان دهنده سن آپتین می باشد. با توجه به مطالعه خرده های آلی در اسلاید های پالینولوژیکی، به طور کلی 3 پالینوفاسیس شناسایی شد. برای تعیین دقیق تر محیط، فاکتورهای مؤثر بر درجه حفظ شدگی مواد ارگانیکی مانند فاکتور حفاظت از مواد ارگانیکی(Lability) و نسبت پالینومورف های دریایی به AOM و همینطور نسبت AOM شفاف به AOM تیره محاسبه گردید. بررسی و تعیین درصد سه گروه اصلی عناصر پالینولوژیکی و همچنین بررسی فاکتور های حفاظت از مواد ارگانیکی نشان می دهد که شرایط کم اکسیژن بر محیط رسوبگذاری سازند سرچشمه حاکم بوده است. با توجه به موارد فوق و شکل سیست و نوع داینوفلاژله ها، محیط رسوبی با تغییراتی از نریتیک داخلی تا نریتیک خارجی برای سازند پیش بینی می گردد.
    کلیدواژگان: حوضه کپه داغ، آپتین، سازند سرچشمه، پالینولوژی، داینوفلاژله ها، پالینوفاسیس
  • الهام اسدی مهماندوستی، محمدحسین آدابی صفحه 21
    سازند سروک از گروه بنگستان یک سکانس کربناته ضخیم لایه در حوضه زاگرس است که در یال شمالی و جنوبی کوه میش در منطقه گچساران از نظر ژئوشیمی رسوبی مطالعه شده است. ضخامت نهشته های کربناته سازند سروک در یال شمالی 252 متر و در یال جنوبی 348 متر است. مطالعات پتروگرافی و آنالیز رخساره‎ای نشان می‎دهد که سازند سروک در یک رمپ کربناته به‎جای گذاشته شده است به‎طوری که عمق حوضه در یال شمالی بیشتر از یال جنوبی بوده است. سیمانی‎شدن، میکریتی‎شدن و گلاکونیتی‎شدن از مهمترین فرآیندهای دیاژنتیکی شناسایی شده در سازند سروک است. مطالعه با میکروسکوپ کاتدولومینسانس، نشان‎دهنده سیمان دریایی و متائوریکی در نمونه های یال جنوبی کوه میش است. تغییرات عناصر اصلی و فرعی و ایزوتوپ اکسیژن و کربن کمک به تفکیک نهشته های رسوبی سازند سروک در یال شمالی و جنوبی کوه میش از یکدیگر نموده است. تغییرات (1000*Sr/Ca (wt)) در برابر Fe و Mn نشانگر بسته تا نیمه بسته بودن سیستم دیاژنتیکی در یال شمالی کوه میش و نیمه بسته بودن سیستم دیاژنتیکی در یال جنوبی کوه میش است. روند تغییرات ایزوتوپ اکسیژن در برابر کربن در نمونه های آهکی سازند سروک بیانگر دیاژنز در یک سیستم فریاتیک دریایی در یال شمالی کوه میش و دیاژنز متائوریکی در یال جنوبی کوه میش است.
    کلیدواژگان: دیاژنز، ژئوشیمی رسوبی، عناصر اصلی و فرعی، ایزوتوپ اکسیژن و کربن، سازند سروک
  • سحر عبدل زاده، محمدرضا کمالی، حسن امیری بختیار، مسعود شایسته، میرحسن موسوی صفحه 43
    بررسی پتانسیل هیدروکربورزایی سازندهای گدوان، کژدمی و پابده به عنوان سنگهای منشاء احتمالی در میدان عظیم نفتی آغاجاری با استفاده از دستگاه پیرولیز راک-اول 6، نشان داد که سازندهای گدوان و بویژه کژدمی توانایی زایش هیدروکربور را پیدا نموده است. نتایج نشان می دهد که پتانسیل تولید هیدروکربور سازند گدوان در این میدان پایین بوده، در حالیکه سازندهای کژدمی و پابده از پتانسیل تولید خوبی برخوردار است. مواد آلی سازند گدوان، کژدمی و پابده بترتیب از نوع کروژن III، II/III و II می باشد. نمونه های سازند گدوان و کژدمی با توجه به مقادیر T max دارای بلوغ حرارتی هستند که نشان دهنده ورود تمامی نمونه های این دو سازند به درون پنجره نفتی است، درصورتیکه سازند پابده نابالغ است و امکان زایش هیدروکربور را ندارد. منحنی تعیین رخساره آلی نیز نشان دهنده رخساره آلی C برای سازند گدوان، BC برای سازند کژدمی و B-BC برای سازند پابده بوده که نشانگر شرایط محیط دریایی نسبتا احیایی تا اکسیدان می باشد. در آخر از میان این سه سازند کاندید سنگ منشاء، سازند کژدمی را با توجه به مقدار کربن زنده، پتانسیل زایش و بلوغ حرارتی مناسب بعنوان سنگ منشاء میدان آغاجاری معرفی می نماید.
    کلیدواژگان: پتانسیل سنگ منشاء، کروژن، بلوغ، پنجره نفتی، میدان نفتی آغاجاری
  • غلامرضا خانلری، رضا حیدری ترکمانی، علی اکبر مومنی صفحه 57
    سد اکباتان از نوع سد بتنی وزنی پایه دار است که به منظور تامین آب آشامیدنی شهر همدان بر روی رودخانه یلفان و در فاصله 5 کیلومتری از شهر همدان ساخته شده است. به دلیل پر شدن بیش از نیمی از ظرفیت سد توسط رسوبات و به منظور رفع مشکل فوق و تامین آب شرب مورد نیاز شهرهمدان، پروژه افزایش ارتفاع سد اکباتان به عنوان راه حل اصلاحی انجام پذیرفته است. بستر قبلی سد بر روی سنگ های شیستی قرار داشته که در اثر افزایش در قاعده سد بعد ازافزایش ارتفاع، بخشی از پی سد جدید بر روی سنگ های آهکی کارستی قرار گرفته است. این موضوع باعث ایجاد نگرانی هایی در خصوص وضعیت باربری و نشست پی سنگ کارستیک و همچنین افزایش احتمال فرار آب از طریق مجاری کارستی گردیده است. در این پژوهش بررسی های آزمایشگاهی و صحرایی به منظور ارزیابی خصوصیات زمین شناسی مهندسی پی سنگ انجام شده است. نتایج بدست آمده نشان می دهد که سنگ های آهکی موجود در پی سنگ، دارای خصوصیات مهندسی متوسط و قابلیت انحلال بالایی هستند. همچنین شکستگی هایی که همراستا با زون زاگرس می باشند، نقش مهمی در جهت یافتگی مجاری کارستی دارند. شناسایی زون های کارستی پی سنگ با حفر گمانه های اکتشافی و انجام آزمون های فشارآب انجام گردید است. نتایج این آزمایشات نشان می دهد که زون های کارستی در تکیه گاه راست و بستر سد در بخش سطحی بوده و حداکثر تا عمق 30 متری از سطح زمین ادامه دارند. با این وجود، کارستی شدن در تکیه گاه چپ در اعماق 80-55 متری گسترش پیدا کرده است. با توجه به لزوم اجرای عملیات افزایش ارتفاع سد، به منظور افزایش توان باربری پی سنگ و جلوگیری از فرار آب اقدام به اجرای پرده آببند و عملیات تزرق سیمان گردیده و نتایج آن مورد تجزیه و تحلیل قرار گرفته است.
    کلیدواژگان: سد اکباتان، افزایش ارتفاع، نفوذپذیری، تزریق پذیری، پی سنگ، کارست
  • گلاله اصغری، حسین میرنژاد، جلیل قلمقاش صفحه 73
    مجموعه ی دگرگونی گل گهر میزبان ذخایر سنگ آهن گل گهر است و در بخش شرقی زون سنندج-سیرجان قرار دارد. این مجموعه از لحاظ سنگ شناسی در برگیرنده ی واحدهای سنگی میکاشیست، کوارتزیت، مرمر، آمفیبول شیست، گرافیت شیست، کالک شیست و آمفیبولیت است. آمفیبولیت ها به شکل لایه ای در درون توده معدنی گل گهر رخنمون دارند، بنابراین تعیین سنگ مادر آن به تفسیر محیط اولیه ی تشکیل کانسار آهن مزبور کمک خواهد کرد. براساس مطالعات صحرایی، پتروگرافی و ژئوشیمیایی، متاپلیت ها از دگرگونی شیل های آهندار بوجود آمده اند و سنگ مادر آمفیبولیت ها از نوع رسوبات مارنی است. به علاوه، موقعیت نمونه های آمفیبولیت بر روی نمودارهای مختلف (همچون mg در برابر Cr، Ni، c و si درمقابل mg، al، alk) که بر پاراآمفیبولیت بودن آنها دلالت دارد، تایید کننده تشکیل سنگ منشا آمفیبولیت های گل گهر در یک محیط رسوبی است.
    کلیدواژگان: آمفیبولیت، سنگ منشا، ژئوشیمی، کانسار آهن، گل گهر، مارن
  • بتول ریوندی، مهدی نجفی، سید رضا موسوی حرمی، اسدالله محبوبی، محمد وحیدی نیا صفحه 89
    سازند تیرگان (کرتاسه پیشین) در حوضه رسوبی کپه داغ عمدتا از سنگ آهکهای االیتی- اربیتولین دار و سنگ آهک دولومیتی تشکیل شده که به طور همشیب بر روی سازند سیلیسی آواری شوریجه و در زیر سازندآهکی مارنی سرچشمه قرار گرفته است. در برش جوزک مرز فوقانی سازند تیرگان با سازند آب دراز به صورت گسلی است. به منظور مطالعه چینه نگاری زیستی سازند تیرگان در غرب حوضه کپه داغ، دو برش در جنوب غرب روستای جوزک و چمن بید اندازه گیری و مطالعه شده است. مطالعات دیرینه شناسی منجر به شناسایی دو مجموعه فسیلی از فرامینیفرهای بنتونیک و جلبک های آهکی سبز شده است. 12 جنس و9 گونه از فرامینیفرهای بنتونیک و 1 جنس و 1 گونه جلبک سبز از خانواده داسی کلاداسه آدر برش جوزک و 13 جنس و 8 گونه از فرامینیفرهای بنتونیک و 2 جنس و 2 گونه جلبک سبز در برش چمن بید واقع در غرب حوضه شناسایی شده است. بر اساس این مطالعات، سن سازند تیرگان در غرب حوضه بارمین-آپتین پیشین (بدولین) تعیین شده است که با سن ارائه شده در مرکز حوضه مطابقت دارد.
    کلیدواژگان: سازند تیرگان، حوضه کپه داغ، فرامینیفر بنتونیک، جلبک سبز
  • ارسلان زینل زاده، محمد معین پور، مسعود شایسته، محمدحسین حیدری فرد صفحه 111
    عناصر و فرایندهایی که موجب تشکیل منابع نفتی شده به عنوان سیستم هیدروکربوری شناخته می شود. در این مطالعه مدل سازی حوضه جهت بررسی فرایندهای سیستم هیدروکربوری در میدان های گچساران و بی بی حکیمه در جنوب ایران، مورد استفاده قرار گرفته است. در این مطالعه تاریخچه تدفین و حرارتی دو چاه از میدان گچساران و دو چاه از میدان بی بی حکیمه بازسازی شده است. نمودارهای تاریخچه تدفین چاه های میدان گچساران و بی بی حکیمه، وضعیت پختگی لایه ها را نشان می دهند. سنگ منشا پابده در چاه های مورد مطالعه به پختگی لازم برای نفت زایی نرسیده و سنگ منشا کژدمی از زمان میوسن در ابتدای پنجره نفت زایی است (حدود 5/ تا 6 /0 % Ro). در این مطالعه مقطع ساختمانی از میادین گچساران و بی بی حکیمه با استفاده از مدل سازی دو بعدی حوضه مورد بررسی قرار گرفته و مقاطع دو بعدی دما، پختگی و اشباع شدگی بدست آمده و مسیرهای مهاجرت هیدروکربن تولید شده، از سنگ های منشا کژدمی و پابده در این میدان ها ترسیم شده است. مدل دو بعدی نشان می دهد، پختگی سنگ منشا کژدمی در تاقدیس های گچساران و بی بی حکیمه، در ابتدای پنجره نفت زایی و در ناودیس ها در انتهای پنجره نفت زایی واقع شده است. سازندهای پابده و گورپی در تاقدیس های مورد مطالعه، وارد پنجره نفت زایی نشده و در ناودیس ها در پیک زایش نفت قرار دارد. در مقطع مورد مطالعه، بیشترین میزان اشباع شدگی در تاقدیس ها دیده می شود. هیدروکربن تولید شده از سازند کژدمی، عمدتا نفت همراه با مقادیر کمتری گاز بوده است. این هیدروکربن درون سازندهای ایلام و سروک به سمت تاقدیس ها مهاجرت کرده است. در بالای تاقدیس ها میزان اشباع شدگی و ستون نفتی افزایش یافته و هیدروکربن از درون سازندهای پابده و گورپی عبور کرده و به سازند آسماری رسیده است. از سازند پابده در ناودیس ها نفت و به نسبت کمتری، گاز تولید شده و درون سازند آسماری به سمت تاقدیس ها مهاجرت کرده است.
    کلیدواژگان: مدل سازی حوضه، سیستم نفتی، میدان گچساران، میدان بی بی حکمیه
  • حسن محسنی، زهرا رحیمی، بهروز رفیعی، رامین بهزاد، موسی ظهراب زاده صفحه 125
    روش های متفاوتی برای مدل سازی سه بعدی مخزن وجود دارد. در این مطالعه از روش زمین آمار برای مدل سازی سه بعدی مخزن سازند آسماری در میدان نفتی A، جنوب غرب ایران مورد استفاده قرار گرفته است. همچنین برای تهیه مدل های ساختمانی و پتروفیزیکی از نرم افزار پترل استفاده شده است. بدین منظور داده های مربوط به 73 حلقه چاه حفر شده در این میدان پس از آماده سازی بصورت رقومی وارد محیط نرم افزار پترل گردیدند. همچنین برای پی بردن به نقش عوامل ساختمانی در توسعه تخلخل، داده های مربوط به گسل های این میدان نیز به مدل ارائه گردید. مبنای اولیه شبیه سازی نقشه UGC میدان بوده است، که با استفاده از نرم افزار مپ کارد Map Card آماده و وارد محیط نرم افزار گردید. تعمیم داده های مربوط به چاه هایی که داده های پتروفیزیکی آن ها بیشتر مشخص شده به کل میدان، نتایج قابل قبولی بدست داده است. نتایج حاصل از این مطالعه نشان می دهد که بخش های متخلخل عمدتا در آسماری بالایی و میانی (زون های 1، 2، 3 و 6) و آسماری زیرین (زیر زون 2/7 و بخشی از زون 8) وجود دارند. با توجه به این نتایج مشخص شد که زون های 2 و 6 و زیر زون 2/7، 8 و 1 از لحاظ بهره دهی دارای شرایط بسیار خوب تا خوب و سایر زون ها دارای شرایط متوسط تا ضعیف می باشند.
    کلیدواژگان: پارامترهای پتروفیزیکی، مدل سازی سه بعدی، زمین آمار، پترل، تخلخل
|
  • Page 1
    The Sarcheshmeh Formation at Anjirbolagh section is mainly composed of shale and marl with limestone interbeds. Thirty-five genera and 40 species of dinoflagellates were identified. The assemblage mark s Odontochitina operculata Zone of Aptian age. Three palynofacies were identified according to palynological data. For paleoenvironmental interpretations, factors affecting the degree of preservation of organic materials such as lability and ratio of marine palynomorphs to AOM, marine palynomorphs to opaque AOM and also opaque AOM to transparent AOM were calculated. These factors indicate a low-oxygen condition with low sedimentation rate, leading to conclude an inner neritic to outer neritic environment for the depositional period of the formation.
  • Page 21
    Sarvak Formation of Bangestan group is a thick sequence of carbonate rocks in Zagros basin which studied geochemically in north and south flank of Mish anticline, Gachsaran area. The thicknesses of Sarvak carbonates are 252 m in north flank of Mish anticline and 348 m in south flank of Mish anticline. Petrographic studies and microfacies analysis indicate that Sarvak Formation precipitated in a carbonate ramp so that the depth of basin is more in north flank in compare with south flank. Cementation, micritization and glauconitization are the main diagenetic features in Sarvak Formation. Cathodluminescence studies illustrated marine and meteoric cementations in south flank of Mish anticline. Variation of trace and major elements and carbon and oxygen isotopes help to separate Sarvak Formation deposits in north and south flanks of Mish anticline. Furthermore, 1000*Sr/Ca (wt) versus Fe and Mn suggest closed to semi-closed digenetic system for north flank of Mish anticline and closed digenetic system for south flank of Mish anticline. Variations of oxygen versus carbon isotope in Sarvak limestone indicate marine Phreatic and Meteoric digenesis for north and south flanks of Mish anticline, respectively.
  • Page 43
    Investigating on hydrocarbon source rock potentiality of Gadvan, Kazhdumi and Pabdeh formations using Rock-Eval pyrolysis in Aghajari giant oilfield shows; that; Gadvan and particulary Kazhdumi formations have potential to generate hydrocarbon. Results indicate that hydrocarbon potential is low for Gadvan Formation while, the Kazhdumi and Pabdeh formations show much better potential. Type of organic matter indicates that Gadvan, Kazhdumi and Pabdeh formations contain type III, II/III and II kerogen, respectively. Based on Tmax values derived from Rock - Eval pyrolysis, Gadvan and Kazhdumi formations are thermally mature and entered oil window stage while none of Pabdeh samples crossed it to catagenetic stage. Organic facies C for Gadvan Formation, BC for Kazhdumi Formation and B-BC for Pabdeh Formation are deduced from organic facies curve suggesting, marine persistent anoxic to oxidizing conditions prevailed during deposition. Finally, amongst the three studied formations, Kazhdumi Formation with highest organic carbon content, better potential and optimum thermal maturation is introduced as the best source rock for ail accumulation in Aghajari oilfield
  • Page 57
    Ekbatan dam is a buttress gravity concrete dam. This dam is performed on Yalfan River in 5 km from south-east part of Hamedan, Iran. The purpose of dam is providing the drinking water of Hamedan city. It should be noted that more than 50% of dam capacity is filled by sediments. For this reason and in order to provide the drinking water of Hamedan city, it was decided to increase the height of old dam. The old dam was performed on the schisty rocks. Due to the heightening of dam and increasing of dam foundation, a main part of dam foundation is located on the karstic limestones. This caused to be worry about the bearing capacity, settlement and seepage problems in the new dam site. In this research, both labratoray and filed investigations have been carried out. Results show that rock mass properties are in medium category and they show potential of solubility. In this site, orientation of the main joint set is as same as Zagros zone orientation, which plays an initial role in distribution of karstic conduits. Recognition of karstic zones has been carried out using boreholes and water pressure tests data. Results show that karstic zones in the right abutment and also central part of the dam are located in the surface parts and maximum in 30m depths. Whereas, concentration of karstic zone in left abutment has been develop in 55-80 m depths. Because of dam heightening and in order to increase the bearing capacity of dam foundation and prevent the seepage problems, cut off design and grouting have been carried out. Consequently, their results have been analyzed.
  • Page 73
    Gol-Gohar metamorphic complex, the major host rock for Gol-Gohar Fe ore deposit, belongs to east part of Sanandaj-Sirjan magmatic-metamorphic zone. The complex consists of mica-schist, quartzite, marble, amphibole-schist, graphite-schist, calc-schist and amphibolite. Amphibolite forms intermittingly with Gol-Gohar orebody, and thus determining the origin of this unit can shed some light on the origin of amphibolite and the condition under which Fe-ore was formed. Field, petrographic and geochemical studies indicate that metapelites originated from iron-bearing shale while amphibolites’ protolith were marl-type sediments. In addition, the position of amphibolite samples on various diagrams (e.g., mg vs. c, Cr, Ni and si vs. alk, al, and mg) which support their para-amphibolite origin, also confirms that the protolith of Gol-Gohar amphibolites formed in a sedimentary environment.
  • Page 89
    Tirgan Formation (Lower Cretaceous) in the Kopet-Dagh Basin consists mainly of oolitic, Orbitolina, dolomitic limestones that conformably overlies and underlies the Shurijeh and Sarcheshmeh formations, respectively. Upper contact of Tirgan Formation at reference section with Abderaz Formation is faulty. Two stratigraphic sections at Jozak and Chaman-Bid were measured and sampled. Based on biostratigraphical studies, two benthonic foraminifera and calcareous green algae fossil assemblages have been identified. These assemblages include of 19 genera and 11 species of benthonic foraminifera and 1 genus and 1 species of calcareous green algae at Jozak section and 20 genera and 10 species of benthonic foraminifera and 2 genera and 2 species of calcareous green algae at Chaman-Bid section in west of Kopet-Dagh basin. This study has been suggested the Barremian-Lower Aptian (Bedulian) age for the Tirgan Formation at these localities that is corresponded whith age of central basin.
  • Page 111
    Elements and process make oil accumulation known as petroleum system. In this study, basin modeling was used to study the processes of petroleum system in Gaschsaran and Bibi Hakimeh oil fields in south Iran. In this study, burial and thermal history of two wells from Gachsaran and two wells from Bibi Hakimeh were reconstructed. Burial history diagrams of the Gachsaran and Bibi Hakimeh feilds showed maturity levels for the layers involved. The Pabdeh Formation wasnt mature enough for oil generation and the Kazhdumi Formation was in the early stage of oil generation (0.5 to 0.6 Ro%). In this study, two dimensional basin modeling was used to obtain temperature, maturity, saturation and migration sections.The maturity profile showed that the Kazhdumi Formation is in the early stage of oil generation in the anticlines, whereas it is in the peak of oil generation in synclines. Pabdeh and Gurpi formations are immature in anticlines and they are in peak of oil generation in synclinals. Most of hydrocarbon saturated areas occur in the anticlines. Most part of generated hydrocarbon from Kazhdumi was in liquid phase. After generation, the hydrocarbon was migrated from the Kazhdumi Formation through the Ilam and Sarvak formations toward anticlines where the oil saturation and the length of oil column increased so that some of the hydrocarbons migrated further and crossed the Pabdeh and Gurpi and reached the Asmari Formation. Also, some hydrocarbons were generated from the Pabdeh Formation in the synclines and migrated into the Asmari Formation toward the anticlines.
  • Page 125
    Various methods are used for reservoir 3-D modeling, among them geostatistic method is applied for 3-D modeling of Asmari Fm. reservoir in one of the Oil field in SW Iran. PETREL® software was used for construction of structural and Petrophysic models. Data of 73 wells were imported into the PETREL® software in digital format. In order to reveal probable impact of structural factors on porosity enhancement, data of all mapped faults were also inserted to the model. UGC map prepared with Map Card software were used on a base map for simulation. Modeling simulation of the reservoir via data provided with those boreholes with relatively more complete petrophysic data, give reasonable results. Accordingly considerable porous intervals are recognized in upper and middle Asmari (Zones 1, 2, 3 and 6) and somewhat lower Asmari (subzone 7/2 and partially zone 8) Hence it is evident that zones 2, 6, subzone 7/2, 8 and 1 are qualified as good to very good pay zone and rest of the Asmari Fm fall within moderate to poor productive zones.