فهرست مطالب

زمین شناسی نفت ایران - سال هشتم شماره 16 (پاییز و زمستان 1397)
  • سال هشتم شماره 16 (پاییز و زمستان 1397)
  • تاریخ انتشار: 1398/11/20
  • تعداد عناوین: 6
|
  • منا رحیم آبادی*، علی صیرفیان، حسین وزیری مقدم، فرزاد ستوهیان صفحات 1-25

    در این مطالعه زیست چینه نگاری، ریزرخساره ها و محیط رسوبی سازند آسماری در برش یال شمالی تاقدیس خامی در شمال شهرستان گچساران مورد مطالعه قرار گرفته است. سازند آسماری در این برش با 276 متر ضخامت دارای سنگ شناسی آهک نازک لایه، متوسط و ضخیم تا توده ای، آهک ندولار، مارن، آهک مارنی، دولومیت و آهک دولومیتی می باشد. با مطالعه 166 مقطع نازک میکروسکوپی، تعداد 23 جنس و 24 گونه شناسایی و براساس آن 3 زون زیستی برای سازند آسماری در این برش تعیین گردید که شامل زون های Archaias asmaricus-Archaias hensoni-Miogypsinoides complanatus Assemblage zone. Indeterminate zone. Borelis melo curdica-Borelis melo melo Assemblage zone. می باشد. با توجه به زون های زیستی موجود سن سازند آسماری در این برش از شاتین تا بوردیگالین تعیین شده است. همچنین بر اساس مطالعات ریزرخساره ها 12 ریزرخساره شناسایی شد که در دریای باز، سد بیوکلاستی و لاگون نیمه محصور تا محصور ته نشست شده اند. چهار نوع پلاتفرم در این ناحیه در مقایسه با سایر مطالعات اخیر صورت گرفته بر روی سازند آسماری شناسایی شد شامل: رمپ با انتهای شیب دار در زمان روپلین- شاتین زیرین، شلف باز در زمان شاتین میانی-بالایی، رمپ هموکلینال در زمان آکی تانین، پلتفرم کربناته در زمان بوردیگالین زیرین.

    کلیدواژگان: سازند آسماری تاقدیس خامی الیگوسن، میوسن ریزرخساره ها فرامینیفرهای کف زی بزرگ
  • محمد مختاری، سید احمد علوی، لیلا مهشادنیا* صفحات 26-45

    حوضه های فروافتاده آران-سراجه بین گسل های کوشک نصرت و سامانه ایندس - قم -خورآباد- کاشان (گسل قم-زفره) قرار گرفته است. وجود ضخامت بالای رسوبات، شناسایی ساختارهای درون حوضه ای را دشوار ساخته است. برای شناسایی عناصر ساختاری فعال و سازوکار تشکیل این حوضه ها از تلفیق شاخص های ژئومورفیک و تفسیر خطوط لرزه ای بازتابی استفاده شد. شواهد موجود در خطوط لرزه ای مراحل اصلی دگرریختی درون حوضه ای، نشانگر حضور میدان تنش کششی محلی است. ساختارهای این مرحله شامل چین های کششی-چرخشی و گسلش نرمال است که در نتیجه آن حوضه های رسوبی عمیق و نهشته شدن سازندهای سرخ زیرین و بالایی است. با ادامه دگرریختی، وارونگی مثبت و فشاری جایگزین شده است. در این مطالعه فعالیت برخی از گسل های نرمال و مرزی و چین های کششی به صورت فشاری تایید گردید. ساختارهای جوانتر این مرحله شامل پس راندگی ها، پیش راندگی ها، ساختارهای میانبر و ساختارهای بالاآمدگی است که همگی نشان دهنده معکوس شدگی زمین ساختی حوضه های کششی اولیه است. بخش های فعال فشاری حوضه بر اساس شاخص های ژئومورفیک، شامل فرادیواره راندگی ساوه و خم فشاری واقع در پایانه جنوب خاوری گسل ایندس است. همچنین فشردگی حوضه ها و فعالیت گسل های راندگی رشدی کف حوضه ، سبب تشکیل ساختار های بالا رانشی در مرکز هر سه حوضه شده است. دگرریختی در این حوضه ها در حال حاضر به صورت ترافشاری است.

    کلیدواژگان: تکتونیک فعال، وارونگی مثبت، حوضه های کششی، شمال باختر ایران مرکزی
  • سمانه سلیمانی احمدی*، حسین وزیری مقدم، علی صیرفیان، علی طاهری صفحات 46-65

    در این پژوهش به مطالعه زیست چینه نگاری، محیط رسوبی و بررسی ریزرخساره های سازند داریان واقع در استان فارس (شرق شهرستان گچساران) در تاقدیس آنه پرداخته شده است. سازند داریان در ناحیه ی مورد مطالعه دارای 196 متر ضخامت و متشکل از سنگ آهک های توده ای تا ضخیم لایه، گاها متوسط و نازک لایه با میان لایه های مارن و آهک مارنی و اربیتولین دار است. حضور زبانه ای متشکل از آهک های نازک لایه و شیلی متورق همراه با افق های چرت بین لایه ای و حاوی مقادیر زیادی رادیولر و فرامینیفر های پلانکتون، سبب تقسیم سازند داریان به دو بخش داریان پایینی و بالایی در این برش شده است. در این منطقه سازند داریان به صورت تدریجی بر روی سازند گدوان و در زیر سازند کژدمی قرار گرفته است. پس از انجام مطالعات صحرایی تعداد 114 مقطع نازک میکروسکوپی از این توالی تهیه شد و تعداد 22 جنس از فرامینیفر های بنتیک و 3 جنس از فرامینیفر های پلانکتون در قالب 4 زون زیستی و یک زیر زون شامل Praeorbitolina cormyi zone - Palorbitolinoides cf. orbiculata subzone - Hedbergella spp. assemblage zone - Mesorbitolina texana zone - Mesorbitolina gr. subconcava zone می باشد. بر اساس زون های زیستی شناسایی شده در برش مورد مطالعه، سن سازند داریان در فاصله زمانی آپتین پیشین-آلبین تعیین شده است. بررسی محیط رسوبی سازند داریان در برش تاقدیس آنه، منجر به شناسایی تعداد 9 ریزرخساره مربوط به محیط دریای باز و لاگون شد. به علت عدم مشاهده ی رخساره های سدی، نبود رسوبات ریزشی و طوفانی، لومپ و گریپستون، محیط رسوبی شلف باز برای سازند داریان در برش تاقدیس آنه پیشنهاد شده است.

    کلیدواژگان: سازند داریان، تاقدیس آنه، زیست چینه نگاری، آپتین، اربیتولین
  • علیرضا بشری* صفحات 66-77

    تعدادی از غنی ترین مخازن نفت سنگین و آسفالت طبیعی در بخش ایرانی خلیج فارس در جهت NW-SE شبه جزیره قطر و حواشی ان رخداده است. اغلب ساختمانهای زمین شناسی که در مسیر کمان قطر قرار گرفته اند دارای نفت سنگین و آسفالت طبیعی در طبقات پسا ژوراسیک ان است . یکی از فاکتورهای اصلی زمین شناسی که باعث تجمع نفت سنگین در میان تعدادی از ساختمانهای زمین شناسی این منطقه تاثیر گذار بوده عامل بالا زدگی کمان قطر را میتوان نام برد. این رخداد،باعث ایجاد تفاوتهائی بنیادی در واحدهای زمین شناسی در بخش شمال شرق و جنوب غرب کمان قطر (بالا زدگی قطر) گردیده است. بالازدگی باعث تقسیم ژئوسنکلینال خلیج فارس بر دو بخش گردیده است. لیکن این دو بخش همواره از دیدگاه رسوب گذاری یک حوضه مرتبط بحساب می آید. فعالیت کوهزائی هیمالیا " آلپ " در پایان میوسن پلیوسن تداوم بخش این رخداده است. در این زمان چین خوردگی زاگرس بدون شک در شتاب بخشیدن به رشد بعضی از ساختمانهای زمین شناسی این ناحیه بسیار موثر بوده است. از طرفی ساختمانهای زمین شناسی واقع در شبه جزیره عربستان و بخش عربی خلیج فارس ظاهرا" کمتر دستخوش این حرکات کوهزائی قرار گرفته است.

    کلیدواژگان: خلیج فارس، نفت سنگین، کمان قطر، درز وشکاف، شکشتگی، میادین فرزاد، فردوس وهامون
  • آراد کیانی، محمدحسین صابری *، بهمن زارع نژاد، الهام اسدی مهماندوستی، نسیم رحمانی صفحات 78-103

    سازند سروک به سن آلبین - تورونین یکی از مهمترین مخازن هیدروکربوری در جنوب و جنوب غربی ایران محسوب می شود. در این پژوهش به منظور ارزیابی کیفیت مخزنی از مطالعات پتروگرافی و داده های تخلخل و تراوایی مغزه یک چاه مهم در یکی از میادین نفتی دشت آبادان استفاده شده است. براساس مطالعات میکروسکوپی 13 ریزرخساره در قالب 4 کمربند پهنه جزر و مدی، لاگون، پشته سدی و دریای باز برای نهشته های سازند سروک در میدان نفتی مورد مطالعه شناسایی شده است که بیانگر نهشته شدن بخش بالایی سازند سروک در یک محیط رمپ کربناته هموکلینال یا هم شیب است. از جمله فرآیندهای دیاژنزی شناسایی شده می توان به انحلال، سیمانی شدن، دولومیتی شدن، شکستگی، تراکم، نوشکلی، میکرایتی شدن، آشفتگی زیستی، پیریتی شدن، هماتیتی شدن، فسفاتی شدن و سیلیسی شدن اشاره کرد. فرآیندهای دیاژنزی سازند سروک در سه محیط دریایی، جوی و تدفینی رخ داده اند. از بین فرآیندهای دیاژنزی انحلال و شکستگی مهمترین نقش را در افزایش کیفیت مخزنی داشته اند و سیمانی شدن، تراکم و دولومیتی شدن مهمترین عامل کاهش کیفیت مخزنی بوده اند. با بررسی های چینه نگاری سکانسی 3 سکانس رسوبی از نوع درجه سوم به سن تورونین، سنومانین پسین و سنومانین میانی شناسایی شد و رخساره ها و فرآیندهای دیاژنزی در چارچوب آن مورد مطالعه قرار گرفت. تطابق داده های تخلخل و تراوایی مغزه نشان داد که کیفیت مخزنی در این سازند تحت تاثیر رخساره ها و فرآیندهای دیاژنزی بوده است. به صورتی که ریز رخساره های حاوی رودیست بیشترین کیفیت مخزنی را داشته اند. باتوجه به فرآیندهای دیاژنزی، رسوبی و داده های تخلخل و تراوایی، رخساره های پشته سدی و دریای باز به سمت خشکی بهترین کیفیت مخزنی را داشته است.

    کلیدواژگان: سازند سروک، دشت آبادان، محیط رسوبی، فرآیندهای دیاژنزی، چینه نگاری سکانسی، کیفیت مخزنی
  • بیژن ملکی*، ابوذر بازوندی، سعیده سنماری، پرویز آرمانی صفحات 104-115

    بررسی سنگ های منشا احتمالی در میدان های نفتی اهمیت زیادی دارد. در این تحقیق، علاوه بر ارزیابی پتانسیل هیدروکربنی، از مدل سینتیکی آرنیوس، برای ارزیابی دقیق تر وضعیت بلوغ سنگ منشاء و همچنین درصد زایش نفت در میدان نفتی پارسی استفاده شد. در مدل آرنیوس، دمای آهنگ تجزیه کروژن از اهمیت زیادی برخوردار است. در این تحقیق برخی از سنگ های منشاء که آزمایش پیرولیز حرارتی بر روی آن ها صورت گرفته است از جنبه سینتیکی مورد تجزیه و تحلیل قرار گرفته و نسبت تبدیل سنگ منشاء (TR) تعیین گردید. بر اساس نتایج بدست آمده از بازسازی تاریخچه تدفین و مدل سازی حرارتی، مشخص شد که سازندهای کژدمی و پابده در چاه موردنظروارد پنجره نفتی گردیده در حالیکه سازند گورپی بعلت مواد آلی ناچیز وارد پنجره نفت زایی نشده است (TR =0). بنابراین از میان سازندهای کژدمی، گورپی و پابده در میدان نفتی پارسی، سازند کژدمی به عنوان اصلی ترین و موثرترین سنگ منشا این میدان نفتی معرفی می شود که دارای TR =100و TTI بالایی میباشد.

    کلیدواژگان: ارزیابی سینتیکی، سنگ منشاء، مدل آرنیوس، تاریخچه تدفین، میدان نفتی پارسی
|
  • Mona Rahim Abadi *, Hossein Vaziri, Moghaddam, farzad Sotohian, Ali Seyrafian Pages 1-25

    In the present study, biostratigraphy, microfacies and sedimentary environment of the Asmari Formation in north flank of the Khami anticline in the north of the Gachsaran province is investigated. The Asmari Formation at the study section with a thickness of 276 meters is a thin, medium and thick to massive limestone, nodular limestone, marl, marly limestone, dolomite and dolomitic limestone. In this study 166 thin sections are studied and 23 genera and 24 species of foraminifera have been identified and 3 biozones are introduced. 1- Archaias asmaricus-Archaias hensoni-Miogypsinoides complanatus Assemblage zone. (Chattian) 2- Indeterminate zone (Aqutanian) 3- Borelis melo curdica-Borelis melo melo Assemblage zone. (Burdigalian) Thus, the age of the Asmari Formation at the study area is Chattian to Burdigalian (Oligo-Miocene). Based on study of thin sections and by considering the sediment texture, distribution of skeletal and non-skeletal grains, 12 microfacies are recognized which were deposited in open marine, bar, semi-restricted and restricted lagoon. Four platform types for the Asmari Formation at the study area in comparison with the recent studies on Asmari Formation including: 1-Rupelian-lower Chattian: Distally steepend ramp, 2-middle Chattian-upper Chattian: open shelf, 3-Aqiutanian: homoclinal ramp, 4-lower Burdigalian: carbonate platform.

    Keywords: Asmari Formation Khami anticline Oligocene-Miocene Microfacies Large benthic foraminifera
  • Mohammad Mokhtari, S.Ahmad Alavi, Leila Mahshadnia* Pages 26-45

    The depressed basins of northwest central Iran are located in the structural Step and between Soltanieh-Ipac-Koshk-e-Nosrat and Qom –Zefreh system (the Indes - Qom –Khurabad faults). The main process of deformation within the basin with extension and compression of specific structures are comparable and verifiable using experimental models. The extensional structures include roll-over folds and normal faults, resulting in deep sedimentary basins during deposition of the lower and upper red formations. The younger structures, includes back-thrusts and for-thrusts, shortcut, and pop up structures represents the reversal of tectonic of primary extensional basin. These sedimentary basins have been created in relation to the growth faults and hanging wall blocks So In the presence of roll-over fold and antithetic and synthetic faults therefore are suitable for entrapment of hydrocarbons during migration. The active structural features have been identified using combination of geomorphic characteristic and seismic reflection data. Accordingly, none of the old normal faults in the Saveh- Qom and Aran basin show at the present any extensional movement and the fault activity of boundary faults and extensional folding are compressional. The active parts are: hanging wall of Saveh, restraining bending at the end of Indes fault that has stream Length-Gradient (SL) index and high value hypsometric index (Hi). The central part of Saveh-Qom and Aran basin, although show high Hi but the SL is low. This situation is due to the moderating effects of the thick lower and upper red formations and evaporative layer within the basin. In the Aran basin due to incomplete coverage of seismic lines the absence of normal faults cannot be definitively confirmed. However, the center of Aran basin as of Qom-Saveh formed push up which marks the compression of this basin and also activity of reverse and thrust faults. Based on the existing surface and subsurface data set, active deformation in this area now is transpression basin and the interior domains are in the uplift.

    Keywords: Active tectonic, Positive Inversion, Extensional Basin, Northwest Central Iran
  • Samaneh Solymani, Ahmadi *, Hosyen Vaziri moghadam, Ali Seyrafian, Ali Taheri Pages 46-65

    In this study, biostratigraphy, micofacies and sedimentary environment of Dariyan Formation in Anneh Anticline, near Hosein-Abad village (east of Gachsaran city) were investigated. Dariyan Formation at this study were consisted of 196 meters of thick, medium and thin layers of limestone, with orbitolinids, marl and marly limestone. The Daryian Formation is divided into the upper and lower parts, based on the existence of tongue with thin layer of limestone and laminated shale along with interlayer chert, with a large amount of radiolarids and planktonic foraminifera. In study area, Dariyan Formation conformably overlies the Gadvan Formation and is overlain by Kazhdumi Formation. A total of 114 thin sections were extracted from the study area and 22 benthonic foraminifera and 3 planktonic foraminifera have been identified in 4 biozones and 1 subzone: Praeorbitolina cormyi zone, Palorbitolinoides cf. orbiculata subzone, Hedbergella spp. Assemblage zone, Mesorbitolina texana zone, Mesorbitolina gr. subconcava zone. Based on identified zones in the study section, the age of Dariyan Formation is designated between Early Aptian to Albian. Sedimentary environment study of Dariyan Formation in Anneh Anticline led to identification of 9 microfacies related to open marine and lagoon. Due to the lack of a barrier facies, slumping and storm deposits, lump and grapston, an open shelf sedimentary environment was suggested for deposition of the Dariyan Formation in Anneh anticline.

    Keywords: Dariyan Formation, Anneh Anticline, Biostratigraphy, Aptian, Orbitolina
  • Ali reza Bashari* Pages 66-77

    Some of the most prolific petroleum reservoirs with high gravities of oil in the world occured in the Upper Jurassic and Cretaceous carbonate formations in the Persian Gulf area .Most of the reservoirs are composed of pelletal,oolitic ,or bioclastic grainstones and reefal limestone that have high primary porosity and permeability .These reservoirs are sealed either by tight limestone ,massive anhydrite, or by impermeable rocks. The seals are effective throughout most of the Persian Gulf and surrounding areas, Accumulations of heavy oil and natural asphalts on the Iranian side of the Persian Gulf extend NE to SW along the Qatar arch. some of the geological structures which are located along this trend contain heavy oil and natural asphalts within post- Jurassic formations. The major geologic factor which caused accumulations of heavy oil within some geological structures is the Qatar arch. As a result ,some differences appear in lithologic units in two sub-basins northwest and southeast of the Qatar Arch. In general , the occurrence of heavy oil in this trend can be explained as follows; • Fracturing and joints within formation ; • Reduction of thickness of post- Jurassic sediments; • Facies change of Arab reservoirs, cap rock (Hith anhydrite), in some structures from anhydrite to dolomite and also pinchout; The absence of proper environment for the generation of high gravity oil may also be of importance .It should be mentioned that "F" structure (Ferdows), with huge amount of oil in Ratawi and Sulaiy carbonate reservoirs(Lower Cretaceous), is one of the largest heavy oil fields along this trend .The Farsi "B" structure, ( Farzad), with a thick Jahrum formation (Eocene) which has excellent reservoir properties, is filled with natural asphalts.

    Keywords: Persian Gulf, Heavy Crude Oil, Qatar Arch, Fracturing, Facies change, Ferdows, farzad fields
  • Mohammad Hossein Saberi *, Bahman Zarenejad, Nasim Rahmani Pages 78-103

    The Sarvak Formation of the Albian-Turonian Formation is one of the most important hydrocarbon reservoirs in south and southwest of Iran. In this study, in order to assess the reservoir quality, from a petrographic study and porosity and permeability data, an important well in one of the oil fields of Abadan plain has been used. Based on microscopic studies, 13 microfacies have been identified in the form of Four facies tidal flat, lagoon, shoal and open marine for Sarvak Formation deposits in the studied oil field, indicating that the upper part of the Sarvak Formation is deposited in a homoclinal carbonate ramp. Among the identified diagenetic processes, dissolution, cementation, dolomitization, fracturing, compaction, neomorphism, micritization, bioturbation, pyritization, hematitization, phosphatization and silicification are mentioned. Diagenetic processes of Sarvak Formation occurred in three marine, meteoric and burial environments. Among the dissolution and fracturing diagenetic processes, the most important role has been in increasing the reservoir quality, and cementation and compaction have been the most important factors in reducing reservoir quality. Sequence stratigraphy studies identified third order sedimentary sequences of the age of Turonian, Late Cenomanian, and Middle Cenomanian, and studied the facies and diagenetic processes within its framework. Correlation of porosity and permeability data of the core showed that the reservoir quality in this formation was influenced by facies and diagenetic processes. So that the microfacies containing the rudist have the highest reservoir quality. Due to the diagenetic processes, sedimentary and porosity and permeability data, the facies shoal and open marine to the land have the best reservoir quality.

    Keywords: Sarvak Formation, Abadan Plain, Sedimentary environment, Diagenetic processes, Sequence stratigraphy, Reservoir quality
  • Abuzar Bazvandi, Bijan Maleki *, Saeedeh Senemari, parviz arman Pages 104-115

    Investigating potential source rocks in oilfields is important. In this study, in addition to evaluating the hydrocarbon potential, the Arrhenius kinetic model was used to more accurately assess the source rock maturity status as well as the percentage of oil generation in the Parsi oilfield. In the Arrhenius model, the rate of kerogen decomposition is very important. In this research, some source rocks that have been tested by thermal pyrolysis were kinetically analyzed and the source rock conversion ratio (TR) was determined. Based on the results of burial history and thermal modeling, it was found that Kazhdumi and Pabdeh formations were in the oil window well while Gurpi formation did not enter the oil window due to poor organic matter content (TR = 0). Therefore, among the Kazhdomi, Gurpi and Pabdeh formations in the Parsi oilfield, Kazhdumi formation is considered as the main and most effective source rock of this oilfield with high TTI and TR = 100.

    Keywords: Kinetic evaluation, Source rock, Arrhenius model, Burial history, Pars oil field