نوع مقاله : علمی - پژوهشی
نویسندگان
1 مهندسی اکتشاف نفت، دانشکده نفت، بردیس علوم و فن آوریهای نوین
2 گروه مهندسی اکتشاف نفت، دانشکده مهندسی نفت
3 دانشکده مهندسی نفت دانشگاه صنعتی امیرکبیر
چکیده
کلیدواژهها
موضوعات
عنوان مقاله [English]
نویسندگان [English]
Coastal Fars Fields contains enormous amounts of hydrocarbons especially in form of gas and condensate (some oil). Petroleum system and sedimentary basin modeling is a cheap and useful tool for reducing uncertainties in exploration and Cost and risk in drilling wells. In this study, using geological data, Rock-Eval 6 analysis and 1D basin modeling by using Petromod version 11 and 12 software, we tried to determine the probability of generation in possible source rocks of Sarchahan Formation and Kangan shaly sections in two producing hydrocarbon Field in the Coastal Fars. Results showed that the Sarchahan Formation is the original source rock of this area which reached maximum Burial depth around 1.6 to 1.9 M.a and produced around 2 Mton of Hydrocarbon, also results showed that shaly sections of Kangan Formation Produced a little amount of hydrocarbon but not as much to be the source of enormous amounts of Hydrocarbon in this region.
کلیدواژهها [English]
مدلسازی یک بعدی سیستم نفتی در تعدادی از میادین فارس ساحلی و بررسی توان تولید میان لایههای شیلی در سازند کنگان
محمد حسین صابری1[*]، طاها اشرفی2، احمدرضا ربانی3
1استادیار پردیس علوم و فناوری های نوین، دانشکده ی مهندسی نفت، دانشگاه سمنان، Mh.saberi@semnan.ac.ir
2 کارشناسی ارشد، پردیس علوم و فناوری های نوین، دانشکده مهندسی نفت، دانشگاه سمنان، Tahaashrafi@semnan.ac.ir
3پرفسور دانشکده نفت دانشگاه صنعتی امیر کبیر، Rabbani@aut.ac.ir
(دریافت: 05-06-1396، پذیرش: 21-01-1398)
چکیده
میادین فارس ساحلی در برگیرنده مقادیر قابل توجهی از هیدروکربن به ویژه به صورت گازیاند. مدلسازی سیستم نفتی به عنوان روشی برای رفع ابهامات اکتشافی و کاهش خطرات حفاری، ابزاری ارزان قیمت و مناسب است. در این مطالعه با جمعآوری اطلاعات زمینشناسی، استفاده از تحلیل دادههای آنالیز راک-اول 6 و مدلسازی یک بعدی با استفاده از نرمافزار پترومد ورژن 11 و 12 بر روی دو میدان در محدوده فارس ساحلی، احتمال منشا بودن سازند سرچاهان و میان لایههای شیلی سازند کنگان مورد بررسی قرار گرفت. نتایج مدلسازی نشان داد سازند سرچاهان به عنوان سنگ منشا اصلی در این میادین مطرح است، این سازند بین9/1 تا 6/1 میلیون سال پیش به بیشترین عمق تدفین خود رسیده و در مجموع چیزی در حدود دو میلیون تن هیدروکربن تولید کرده است. همچنین این تحقیق نشان داد، میان لایههای شیلی سازند کنگان نمیتواند منشا اصلی هیدروکربنهای موجود در منطقه باشد با این حال به وسیله این میان لایهها مقادیر محدودی هیدروکربن تولید شده است که در مقایسه با حجم عظیم ذخایر این میادین بسیار ناچیزاست و نمیتواند سنگ منشا اصلی تولیدکننده این هیدروکربنها باشد.
کلمات کلیدی
مدلسازی حوضه، سرچاهان، کنگان، فارس ساحلی
خلیجفارس که جنوب ایران را از شبه جزیره عربستان مجزا میکندیک دریای سرحدی اقیانوس هند است که در بخش جنوبی حوضه فورلند زاگرس قرار میگیرد و مساحتی به وسعت تقریبی 226000 کیلومتر مربع را با عمق آب کمتر از 110 متر (به طور متوسط 35 متر) میپوشاند [1]. با توجه به گزارش بررسی آماری انرژی جهانی بریتیش پترولیوم، ایران در پایان سال 2016 دارای3/9 ذخایر اثبات شده نفت دنیا و 18 درصد ذخایر اثبات شده گاز دنیا بوده است که اکثر این ذخایر در بخش ایرانی خلیجفارس تجمع یافته است]2[.
سنگ منشا مهم در حوضه زاگرس برای توالیهای اواخر پالئوزوئیک تا اواخر تریاس، شیلهای غنی از ماده آلی و رادیواکتیو سازند سرچاهان است[6-3]. شیلهای سیاه سرچاهان در محدوده حوضهی زاگرس ترازمانیاند و از هیرنانتین تا لاندورین تغییر میکنند. برخی از چاههای این ناحیه به سازند سرچاهان نفوذ کردهاندولی به دلیل پیچیدگیهای زمینشناسی موجود در منطقه، نتایج بررسیهای انجام شده بر روی این چاهها قابل تعمیم به کل ناحیه فارس ساحلی نیست و ضخامت حال حاضر این سازند در این منطقه همچنان ناشناخته است [5]. در حالی که هیدروکربنهای موجود در میادین گازی این ناحیه (سازند دالان و کنگان با سن پرمو-تریاس) به احتمال زیاد از شیلهای سیلورین-اردویسین منشا میگیرند [3,6,7]، منشا هیدروکربن موجود در واحدهای پرمین-تریاستعدادی از میادین ناحیه فارس ساحلی در چند مطالعه میان لایههای شیلی سازند کنگان عنوان شده است، در مطالعاتی که میان لایههای کنگان به عنوان منشا اصلی معرفی شدهاند، به دلیل ویژگی پوشسنگی بخش نار، هیدروکربن بخش بالای سازند نار (دالان بالایی) با بخش پایین (دالان پایینی) آن به کلی متفاوت است و منشا تشکیل متفاوتی دارد (منشا هیدروکربنهای دالان پایینی سازند سرچاهان و هیدروکربنهای دالان بالایی و کنگان به وسیله میان لایههای شیلی سازند کنگان تولید شده است) [8,9].
در این مطالعه، مدلسازی یک بعدی سیستم نفتی مورد استفاده قرار گرفته است تا تکامل بلوغ سنگ منشا محتمل سیلورین-اردویسین در محدوده بررسی، مورد مطالعه قرار گیرد، همچنین زمان تولید و مهاجرت هیدروکربن بازسازی شود. حجمهای محاسبه شده هیدروکربنهای تجمع یافته با مقادیر واقعی مورد مقایسه قرار میگیرد تا بود یا نبود سنگ منشا سیلورین-اردویسین در این ناحیه مشخص شود. همچنین احتمال منشا بودن میان لایههای شیلی کنگان برای هیدروکربنهای میدان Bمورد بررسی قرار خواهد گرفت (در میدان Aمیان لایههای شیلی دارای توان هیدروکربنی در سازند کنگان وجود ندارد).مدلسازی حوضه رسوبی از روشهای نوین تحلیل و بررسی تولید و مهاجرت هیدروکربن در مدت زمان عمر حوضه رسوبی است. در ناحیه خلیج فارس و نواحی ساحلی ایران مدلهای حوضه یک بعدی فراوانی ساخته شده است. در این مقاله تلاش شده تا با استفاده از روش مدلسازی یک بعدی حوضه رسوبی دلیل تشکیل نفت در یک محدوده گازی مشخص شود.
پس از مطالعه زمینشناسی منطقه، نمونههای گرفته شده از میدانهای AوB به صورت جداگانه مورد آزمایش راک-اول برای تعیین توان هیدروکربنزایی قرار گرفتند. سپس با استفاده از دادههای چاه، مطالعات زمینشناسی و نرمافزار مدلسازی سیستم نفتی پترومد 2011 و 2012 برای هر چاه یک مدل یک بعدی تاریخچه تدفین ساخته شد. حد پایین مدلها برابر با حد پایین شیلهای سیلورین-اردویسین سرچاهان است. همچنین اولین سازندی که چاه به آن نفوذ کرده است حد بالایی مدل در نظر گرفته شده است. مدلها با استفاده از دادههای انعکاس ویترینایت و دمای درون چاهی مورد تصحیح قرار گرفت تا با وضعیت فعلی منطقه مطابقت حداکثری داشته باشد.
2-1-بررسی چیدمان زمینشناسی
زمینشناسی منطقهای حوضه زاگرس و ارزیابی ساختاری در مقالههای علمی بسیاری مورد بحث قرار گرفته است [10-16]. رشته کوههای زاگرس با محور شمالغرب-جنوبشرق از اواخر کرتاسه تا نئوژن، لبه شمالشرقی صفحه عربی را تحتتاثیر قرار داده است. سیستم گسلهای پیسنگی شمال-جنوب کازرون و هندیجان محدوده فارس را از فروافتادگی دزفول و لرستان در شمالغرب که با سرعت بیشتری دچار فرونهشت میشود، تفکیک میکند (شکل 1) [6,15,17,18]. ناحیه فارس ساحلی در بخش شمالی محور تاقدیس قطر-فارس با قدمت پرکامبرین قرار گرفته است و رسوبات این ناحیه از آن زمان تحت تاثیر این تاقدیس قرار داشتهاند[3,19]. زاگرس از شمال-شمالشرقی محدود به زاگرس رورانده، از شمالغربی محدود به ناحیه چینخورده دریای سیاه، از جنوبغربی محدوده به ناحیه ریفتی دریای سرخ و از جنوبشرق محدود به حاشیه اقیانوس هند است (شکل1)]12،17[.
بخش اصلی گازهای هیدروکربنی مخازن جنوب زاگرس در طی کراکینگ ثانویه نفت دیرینه به وجود آمدهاند [20]. شیلهای غنی از ماده آلی سیلورین پایین (سازند سرچاهان) منشا اصلی گازهای طبیعی جنوب ایران تشخیص داده شدهاند. سیستم نفتی اصلی این منطقه مربوط به دوره زمانی پالئوزوئیک است [3,6,7]. سازندهای دالان و کنگان با سن به ترتیب پرمین بالایی و تریاس پایین مخازن کربناته اصلی این سیستم نفتیاند که با نهشته شدن سازند دشتک که تشکیل شده از تناوبهای ضخیم کربناته/دولومیتی و انیدریت، حرکت هیدروکربنها به سمت سطح متوقف شده و سیستم نفتی تشکیل شده است. سازند دشتک دارای سن ژوراسیک آغازی تا میانی است (شکل 2)]3،6[.
میادین مورد مطالعه در این بررسی در جنوب شهرستان لامرد در استان بوشهرو در ساحل خلیجفارس قرار دارند (شکل 3). محدوده مورد بررسی در شمال جزیره لاوان و در شرق ساختمان عسلویه شرقی واقع شده است. در نقشههای قدیمی تاقدیس خلفانی و میدانA به صورت یکتا قدیس در نظر گرفته میشدند که بررسی بعدی جدا بودن این دو بخش را ثابت کرد. بررسی انجام شده همراه با انجام عملیات لرزهنگاری در سال 1383 نشان داد که تاقدیسی که میدان Aروی آن قرار دارد، خود از دو تاقدیس مستقل تشکیل شده است؛ میادینAوBهرکدام بر رویتاقدیسمجزا قرار دارند.
2-2-آنالیز ژئوشیمیایی
پیرولیز راک اول توسط مهندسان اکتشاف نفت برای اندازهگیری کمیت، کیفیت و بلوغ حرارتی ماده آلی در نمونههای سنگ مورد استفاده قرار میگیرد[21]. پارامترهای راکاولرابادیگر اندازهگیریهای ژئوشیمیایی معمول، مانند مجموع کربن آلی، فرآوردههای بیتومن و هیدروکربن، انعکاس ویترینایت و شاخص دگرگونی حرارتی مقایسه میکنند. پیرولیز بدون پشتیبانی از دیگر بخشهای ژئوشیمی، مناسب برای استفاده نیست. روش عملکرد آزمایش راک-اول در مقالههای متعددی از جمله پیترز و همکاران (2005) و هانتسچیل و کائراف (2009) به تفضیل توضیح داده شده است]22،23[.
2-3-مدلسازی یک بعدی
در نرمافزار مدلساز از دادههای ورودی برای بازسازی وضعیت دیرینه سازندهادرمنطقه مورد بررسی استفاده میشود. این نرمافزار با استفاده از روش بک استریپینگ وقایع فرونهشت و بالاآمدگی را مدلسازی میکند که پشت سر هم اتفاق میافتد. برای مدلسازی بلوغ حرارتی،ضروری است که عمق آب دیرینه، شار حرارتی و دمای سطح در گذر زمان به عنوان شرایط مرزی مدل مشخص شود. در محاسبات تغییرات حرارتی در یک حوضه رسوبی، شرط مرزی بالایی، دمای سطح در گذر زمان است [24]. ماژول یک بعدی نرمافزار پترومد دمای سطح در گذر زمان را با استفاده روش ویگرالا (1989) به دست میآورد [25]. این تخمین بر اساس موقعیت جغرافیای دیرینه ناحیه مورد بررسی در گذر زمان، تغییرات در میانه دماهای دیرینه سطح در برابر عرض جغرافیایی و زمان زمینشناسی و همچنین عمق آب در زمان رسوب گذاری انجام میگیرد[24]. محاسبات دمای سطح در گذر زمان ناحیه مورد بررسی این مطالعه بر اساس عرض جغرافیایی دیرینه شمال صفحه عربی انجام شده است. مقادیر عمق آب دیرینه برای محاسبه دمای سطح در گذر زمان مورد نیاز است. عمق آب دیرینه به ترکیبی از فرونهشت تکتونیکی و تغییرات جهانی در سطح دریاها وابسته است. با توجه به محیطهای رسوبگذاری عمق آبی برابر صفر متر برای وقایع فرسایشی/ نبود رسوبگذاری در نظر گرفته شده است(چون فرسایش یا هوازدگی در زمانی رخ میدهد که رسوبات در معرض اکسیژن قرار دارند و از آب خارج شدهاند) و مقادیر عمق 20 متر برای نهشته شدن کربناتهها و 85 متر برای نهشته شدن شیلها انتخاب شد (این اعماق طبقمیانگین پیشنهادی بر اساس فسیلشناسی و مطالعات مدلسازی مشابه انتخاب شده است). در این مطالعه از مقادیر منفی استفاده نشده است. شار حرارتی شرط مرز پایینی انتقال حرارت به درون یک حوضه رسوبی است[24]. شار حرارتی دیرینه یک پارامتر ورودی مهم در مدلسازی حوضه رسوبی است و معمولا تعریف آن برای گذشته زمینشناسی سخت است، بنابراین مدلهای تاریخچه حرارتی عموما به ترتیب در برابر بلوغ و نیمرخ حرارتی مورد تصحیح قرار میگیرند. در این مطالعه دمای ته چاهی و دادههای ضریبت انعکاس ویترینایت به ترتیب برای تصحیحات دمایی و بلوغ مورد استفاده قرارگرفتهاند. اخیرا مقادیر شار حرارتی در محدوده 60-68 میلیوات بر مترمربع تطابق خوبی را با اندازهگیریهای ضریب ویترینایت در مرکز خلیج فارس نشان دادهاند[26]. از آنجا که خلیج فارس یک حوضه فورلند است و شار حرارتی در تمامی نواحی یک حوضه فورلند عدد ثابتی است [22]، در محدوده مورد مطالعه در این مقاله نیز از همین مقادیر به عنوان مبنا استفاده شد. مقادیر دمای سطح در گذر زمان، عمق آب و شار حرارتی به کار رفته در جدول1 قابل مشاهده است. در نرمافزار پترومد با استفاده از مدلهای مناسب بر پایه معادله، سرعتهای واکنش از نوع آرنیوس و معادلات تبدیل ساده میتوان مقادیر ضریب انعکاس ویترینایت را پیشبینی کرد، سپس این پیشبینیهای حساس به تغییرات دما را میتوان با دادههای اندازهگیری شده مقایسه کرد به طوری که دمایهای ورودی غیردقیق مانند شار حرارتی دیرینه محدود شده و یا مورد تصحیح قرار گیرند.برای محاسبه بالا آمدگی در هر لایه، ضخامت هر لایه با ضخامت متوسط آن لایه در منطقه و مقطع تیپ مقایسه شده و با کنار هم قرار دادن این اطلاعات و اطلاعات فسیلشناسی به دست آمده از پالئولاگهای این چاهها در خصوص بالا آمدگی و فرسایش لایهها تصمیمگیری شده است.در پایان خروجی مدل یک بعدی شکلی مشابه شکل 11و 12 خواهد بود که تاریخچه تدفین رسوبات نام دارد. در نمودار تاریخچه تدفین پایینترین خط مربوط به لایهای که حد پایینی مدل را نشان میدهد به عنوان مبنا برای بررسی تغییرات وضعیت لایهها در نظر گرفته میشود، هرجا شیب این خط به سمت پایین نمودار باشد، نشاندهنده فرونهشت، هرجا شیب خط به طرف بالای نمودار باشد، بالاآمدگی و در مواقعی که خط افقی است رسوبگذاری اتفاق نیافتاده یا فرسایش در جریان بوده است.
اختصاص دادههای مجموع کربن آلی و شاخص هیدروژن اولیه برای فواصل منشایی لازم است. مجموع کربن آلی اولیه از محاسبات کینتیک بالک (رابطه 1) و ماژول محاسبات ژئوشیمیایی سنگ منشا نرمافزار پترومد که مخصوص محاسبات خواص اولیه سنگ منشا است، به دست میآید [27,28]. شاخص هیدروژن اولیه به توصیه پیترز و همکاران (2006) و همچنین هانتسچیل و کائراف با توجه به نوع کروژن و بررسیهای ژئوشیمیایی از روی محدودههای ارایه شده توسط پیترز (1994) به صورت نسبی و با تشخیص مدلساز انتخاب میشود [29-27، 23]. برای محاسبات به شاخص تولید اولیه نیزنیاز است که به توصیه هانتس چیل و کائراف (2009) در شرایط سازند منشائی نابالغ برابر 2/0 خواهد بود [23]. مجموع کربن آلی اولیه و شاخص هیدروژن اولیه به ترتیب برای سازند سرچاهان برابر 12 درصد و 480 میلیگرم هیدروکربن بر هر گرم مجموع کربن آلی و برای میان لایه شیلی کنگان 9/1 درصد و 450 میلیگرم هیدروکربن بر هر گرم مجموع کربن آلی در نظر گرفته شد.
(1)
12TOC0=p HI TOCHI01-fp-TOC+HI TOC">
که در آن:
TOCمیزان کل کربن آلی
HIشاخص هیدروژن
fتبدیل درصدی یا نسبت تبدیل کروژن
pدرصد کربن تولیدی در نفت
اندیس صفر بیانگر مقادیر اولیه
تبدیل درصدی کروژن و درصد کربن تولیدی از نتایج آزمایش راک-اول به ترتیب برابر 91و 76 درصددر نظر گرفته شد.مرحله آخر پیش از اجرای مدل اختصاص دادههای دمای درون چاهی و انعکاس ویترینایت به عنوان پارامتر تصحیح به مدل و تصحیح پارامترهای مرزی تا مقداری است که مدل بر روی پارامترهای تصحیح منطبق شود.روش درصد Ro ساده مدل کینتیکی سویینی و برنهام (1990) برای محاسبه بلوغ حرارتی سازندهای مورد مطالعه، مورد استفاده قرار گرفت[30]. این مدل نسبت به دیگر مدلهای موجود جدیدتر است و همچنین محدودهبزرگتری از عمق و ویترینایت را نسبت به دو مدل دیگر پوشش میدهد. رابطه 2 نشاندهنده رابطه مورد استفاده در روش درصد Ro آسان است،پارامترهای مورد نیاز برای این رابطه از نتایج آنالیز راک اول حاصل میشود.
(2)
12Ro%=0.20(4.660.20)f2">
که در آن:
Ro ضریب تبدیل ویترینایت
f تبدیل درصدی کروژن
در محدوده مورد بررسی میدانB، 28نمونه و در میدانA، 29نمونه از فواصل چینهای درون چاه مورد بررسی ژئوشیمیایی قرار گرفت، همچنین در مورد سازند سرچاهان دادههای مربوط به مطالعه صابری و همکاران (2016) بر روی رخنمون این سازند در کوه فراقون مورد استفاده قرار گرفته است (جدول2) [7]. برای تصحیح مدل از اطلاعات ضریب انعکاس ویترینایت و دمای درون چاهی برای هر چاه به صورت جداگانه مطابق جدول 3و 4 استفاده میشود. جدول 2 و شکل 4 نتایج مطالعات انجام شده آنالیز پیرولیز راک-اول بر روی نمونههای جمعآوری شده از میادین مورد مطالعه را نشان میدهد. نگارهS1 در برابر مجموع کربن آلی، بومی یا غیربومی بودن هیدروکربنهای موجود در یک سازند را نشان میدهد[28]. تمام نمونههای مورد مطالعه، هیدروکربن بومی دارند و تحت تاثیر مهاجرت نبودهاند (شکل 4).
مجموع ظرفیت تولید هیدروکربن بیانگر توان هیدروکربنزایی سنگ است (شکل 5). در رسوبات پالئوزوئیک مورد مطالعه، این مقدار کمتر از 2 است، اکثریت نمونههاازلحاظ توان هیدروکربنزایی در بخش نازا قرار میگیرند اما چندین نمونه از سازند دالان (بخش بالایی) و کنگان در میدانA در محدوده تولید ناچیز هیدروکربن قرار میگیرد. مقادیر شاخص هیدروژن در محدوده 20-343 میلیگرم هیدروکربن بر گرم سنگ قرار دارند و از ترسیم شاخص هیدروژن در برابر مقدار کل کربن آلی (شکل 6) توان هیدروکربنزایی نمونهها غالبا چندان خوب نیست. نمونههای کنگان در میدانBدر محدوده منشایی نفت با تولیدمتوسط و نمونههای دالان بالایی و پایینی در میدانBدر محدوده منشایی گاز با تولید ناچیز قرار میگیرد (به همین علت در بخش مدلسازی صرفا بخشی از سازند دالان در میدان B به عنوان منشا محتمل در نظر گرفته خواهد شد). همچنین در میدانAنمونههای کنگان منشا ضعیف گاز و نمونههای دالان بالایی میتوانند منشا ضعیف نفت باشند. نوع ماده آلی موجود در سنگهای منشا را میتوان، بر اساس نگاره بازنگری شده ون کرولن که ترسیم شاخص هیدروژن در برابر دمای بیشینه راک-اول است، تعیین کرد (شکل 7). نمونههاعمومادربخشترکیب کروژن نوع 2 و 3 این نگاره قرار میگیرند.
در نگاره ژئوشیمیایی مربوط به میدان B(شکل 8) مشاهده میشود با افزایش عمق شاخص هیدروژن به بالاترین حد خود رسیده است که میتواند خبر ازتغییرات بلوغ در سازند دالان بدهد که مقدار شاخص اکسیژن در حداقل است، با افزایش عمق تغییرقابل توجهی در مقدار مجموع کربن آلی رخ نداده پس احتمال تولید هیدروکربن منتفی است. تغییراتS1وS2بر روی نگاره محسوس نیست ولی شاخص تولید، روند افزایشی را نشان میدهد که دلیل بر آن است که مقدارS2با افزایش عمق به طور کلی در برابر S1روندی کاهشی را دنبال کرده است. دمای بیشینه نمودار راک اول تغییرات محسوسی را از خود در میدان Bنشان نمیدهد. در میدان A(شکل 8) شاخص هیدروژن و شاخص اکسیژن با افزایش عمق تغییراتیکسانی را نشان میدهند. مجموع کربن آلی در رنج کم و بدون تغییرات چشمگیر است، دمای بیشینه نمودار راک اول روندی ثابت را نشان میدهد. تغییراتS1 و S2 بر روی نگاره محسوس نیست ولی شاخص تولید روند افزایشی را نشان میدهد که دلیل بر آن است که مقدار S2با افزایش عمق به طور کلی در برابرS1 روندی کاهشی را دنبال کرده است.
با توجه به نمونههای بررسی شده و نتایج مطالعه صابری و همکاران (2016)، سازند سرچاهان سنگ منشا محتمل در منطقه مورد بررسی است که به دو بخش فوقانی و تحتانی تقسیم میشود، تنها بخش زیرین دارای ظرفیت لازم برای تولید هیدروکربن است و از این نمونههابرای مدلسازی استفاده خواهد شد [7]. با توجه به نظریههای موجود در ارتباط با احتمال منشا بودن میان لایههای شیلی سازند کنگان، این میان لایهها نیز درون فرآیند مدلسازی مورد بررسی قرار خواهند گرفت.
3-1-مدلسازی تاریخچه تدفین و تاریخچه حرارتی
در هر دو میدان میزان شار حرارتی در کرتاسه برابر 65 میلیوات بر هر متر مربع بهترین تطبیق بین مقادیر اندازهگیری شده و محاسبه شده انعکاس ویترینایت و دمای ته چاهی را نشان میدهد (شکلهای 9 و 10).
درشکل 9 میدان A(تصویر راست) سر چاهان به عنوان سنگ منشا موثر در محدوده تولید گاز خشک قرار دارد و حتی به سمت فوق بالغ میرود، به نحوی که بخش پایینسازند سرچاهان دمای22/152 درجه سانتیگرادو کنگان33/120 درجه سانتیگرادرا تحمل کردهاند. در میدانB (تصویر چپ) سرچاهان به عنوان سنگ منشا موثر در محدوده تولید گاز خشک قرار دارد و حتی به سمت فوق بالغ میرود، به نحوی که بخش پایین سازند سرچاهان دمای 156 و کنگان 137 درجه سانتیگراد را تحمل کردهاند.
شکل 10 مربوط به تصحیح مدل با استفاده از دادههای تصحیح انعکاس ویترینایت است. در میدانA (تصویر راست) برای بخش پایین سازند سرچاهان مقدار انعکاس ویترینایت معادل 17/1 است که در بخش تولید گازتر و میعانی و سازند کنگان انعکاس ویترینایت معادل75/0 که در محدوده نفت قرار میگیرند. در میدانB (تصویر چپ) مشاهده میشود برای بخش پایین سازند سرچاهان انعکاس ویترینایت معادل22/1 و در بخش تولید گاز تر و میعانی و سازند کنگان دارای انعکاس ویترینایت معادل 73/0 بوده است که در محدوده نفت قرار میگیرند.
شکل 11، مربوط به تاریخچه تدفین حرارتی مجموعه سازندهای موجود در میادین ناحیه بررسی است. در میدانA (شکل راست) بخش پایین سازند سرچاهان در 9/1 میلیون سال پیش به عمق 5182 متری رسیده و دمای10/154 درجه سانتیگراد را تجربه کرده است. سازند کنگان در عمق 3811 متری و در دمای130/122 درجه سانتیگراد قرار داشته است. در میدانB (شکل چپ) بخش پایین سازند سرچاهان در6/1 میلیون سال پیش به عمق 5446 متری رسیدهاست و دمای92/160 درجه سانتیگراد و سازند کنگان در عمق 4034 متری و در دمای05/125 درجه سانتیگراد قرار داشتهاند.
شکل 12 تاریخچه تدفینبه همراه محدودههای طبقهبندی بر اساس انعکاس ویترینایتارایه شده توسط سویینی و برنهام (1995) را نشان میدهد [30]. در میدانA(شکل راست) سازند سرچاهان در محدوده اواخر پنجره نفتی وسازند کنگان در بخش میانه پنجره نفتی و در میدانB(شکل چپ) سازند سرچاهان در محدوده اواخر پنجرهنفتی و سازند کنگان در بخش میانه پنجره نفتی قرار میگیرند. اطلاعات مربوط به دیگر سازندهادرشکلهایی که تا به حال بررسی شد در جدول 5 در دسترس است.
شکل 13 نشاندهنده ضریب تبدیل کروژن برای سازند سرچاهان است. در میدانA(شکل بالا) و در عمق حداکثر،23/78 درصداز کروژن این سازند و در میدانB(شکل پایین)،35/84 درصداز کروژن موجود در سنگ منشا تبدیل به هیدروکربن شده است.
شکل 14 نشاندهنده جرم بالک هیدروکربن تولیدی از سازند سرچاهان است. سازند سرچاهان در میدانA(شکل بالا) و در عمق حداکثر،88/0 مگاتن هیدروکربن و در میدانB (شکل پایین) 96/0 مگاتن هیدروکربن تولید کرده است.
بخش دارای توان تولید سازند سرچاهان (بخش پایین) با نرمافزار مدلساز خود به سه قسمت تقسیم میشود (برای افزایش دقت محاسبات) که به ترتیب آنها از پایین بخش یک، دو و سه نامیده میشوند. شکل 15 نشاندهنده خروج هیدروکربن تولیدی از سازند سرچاهان است. همانطور که از هر دو نگاره مشخص است بیشتر از نیمی از هیدروکربن تولیدی از بخش سه سرچاهان پایین تولید شده است.در عمق حداکثر تدفین در میدانA(شکل بالا) خروج هیدروکربن از بخش یک840/0، از بخش دو 677/1 و از بخش سه 510/2 مگاتن بر کیلومتر مربع و در میدانB (شکل پایین) خروج هیدروکربن از بخش یک 917/0، از بخش دو 831/1 و از بخش سه 742/2 مگاتنبر کیلومتر مربع بوده است. اطلاعات تفصیلی سازند سرچاهان در جدول 6 قابل مشاهده است.
شکل 16 مقدار و زمان تولید هیدروکربن میان لایههای شیلی کنگان را نشان میدهد. این لایهها به صورت پراکنده و در بخشهای نازک با ضخامت مجموع 20 متر در سازند کنگان میدانBوجود دارند (ضخامت بر اساس مطالعات پتروفیزیکی انجام شده توسط مدیریت اکتشاف نفت استخراج شده است) که در این مدلسازی، آنها را برابر یک واحد چینهای دقیقا بین سازند کنگان و دالان بالایی در نظر گرفتهاند و بالاترین میزان مجموع کربن آلی سازند کنگان برای محاسبه مجموع کربن آلی اولیه و کروژن نوعII از نتایج آنالیز راک-اول به عنوان کروژن این سازند اختصاص داده شده است. طبق نتایج، این میان لایهها در 100 میلیون سال پیش شروع به تولید هیدروکربن کردهاند و حداکثر تولید آنها برابر 03/0 مگاتون بوده است. خروج هیدروکربن در این لایه رخ نداده است. این میزان تولید اساسا پاسخگوی حجم ذخیره 170 میلیون بشکهای نفت موجود در این میدان نیست و میتوان نظریه منشا بودن این میان لایهها در تولید حجم قابل توجه هیدروکربن مایع این محدوده را رد کرد و بیان داشت میان لایههای موجود در سازند کنگان در این میدان تنها به صورت جزیی میتوانند بخش محدودی از هیدروکربنهای موجود در مخزن کنگان میدان را شارژ کنند.
شارحرارتی 65 میلیوات بر مترمربع بهترین انطباق را بین دادههای اندازهگیری شده و محاسبه شده دماهای تهچاهی و انعکاس ویترینایت ارایه میدهد. نتایج آزمایش راک-اول، وجود نمونههای سنگ اکثرا نابالغ یا با بلوغ اندک را در محدوده میادین نشان میدهد، پس سازندهای بررسی شده توان هیدروکربنزایی لازم برای تولید این حجم از هیدروکربن را نداشتهاند. سازندهای فواصل تریاس، ژوراسیک و کرتاسه در نمودار S1 در برابر مجموع کربن آلی شواهدی از مهاجرت هیدروکربن نمایش نمیدهند. سرچاهان در مدلسازی سنگ منشا اصلی است و در هر دو میدان فوق به محدوده بالغ رسیده است. سرچاهان در میدانBتا 6/1 میلیون سال پیش در حال فرونهشت بوده و به دمای92/160 درجه سانتیگراد و عمق 5446 متری رسیده است ولی در میدانAروند فرونهشت آن در 9/1 میلیون سال پیش متوقف شده و دمای010/154 درجه سانتیگراد و عمق 5182 متر را تحمل کرده است، بنابراین روند فرونهشت در بخش شرقی (میدان B) دیرترمتوقف شده است. حجم هیدروکربن تولیدی در بخش شرقی منطقه مورد مطالعه (میدان B) بیشتر از بخش غربی(میدانA) است که دلیل آن عمق تدفین و دمای حداکثری بالاتر است. به دلیل مجاورت این دو میدان گروه مخزنی هر دو مخزن پالئوزییک است و سیستم نفتی برای هر دو در یک زمان تشکیل شده است، خروج هیدروکربن از هر دو سازند به دلیل شرایط مشابه با یک اختلاف زمانی5/0میلیون ساله تقریبا به صورت همزمان رخ داده است. در هر دو میدان بخش پایینی سازند سرچاهان عامل اصلی تولیدکننده نفت شناخته شده است. میان لایههای شیلیسازند کنگان هیدروکربن تولید کرده است اما این میزان معادل حجم عظیم هیدروکربنهای مایع موجود در منطقه نیست.
شکل 1- ناحیه زاگرس و نواحی محدودکننده پیرامون آن [31].
شکل 2- ستون چینهشناسی فارس ساحلی]32[.
شکل 3- محدوده مورد بررسی و میادین مورد مطالعه که بر روی آن مشخص شدهاند.
شکل 4-نگاره S1 در برابر TOCبرای تشخیص بین هیدروکربنهای درجا و غیر درجای موجود در نمونههای میادین مورد مطالعه. خط شیبدار برابراست با S1/TOC=1.5.
شکل 5- نگاره ظرفیت زایش (S1+S2) در برابر TOC برای بررسی کیفیت منشایی نمونههای مورد بررسی.
شکل 6- نگارهHI در برابر TOC برای تعیین ظرفیت منشایی
شکل 7- نگاره ون- کروولن تعدیل یافته HI در برابر Tmax (شکل چپ) و نگاره HI در برابر OI برای تعیین نوع کروژن و کیفیت منشایی (شکل راست).
شکل 8- نگاره ژئوشیمیایی در برابر عمق مربوط به چاه A (راست) و چاه B (چپ).
شکل 9- بازسازی تاریخچه حرارتی برای منطقه مورد مطالعه (A راست، B چپ).
شکل 10-بازسازی ضریب انعکاس ویترینایت در برابر عمق به روش سوینی و برنهامدرمنطقه مورد مطالعه (A راست، B چپ).
شکل 11- نگاره تاریخچه تدفین به همراه دماهای سازندها در کنار نگاره سیستم نفتی مربوط به چاه A (راست) و B (چپ)
شکل 12- نگاره تاریخچه تدفینی که محدودههای طبقهبندی مربوط به انعکاس ویترینایت بر روی آن مشخص شده است در چاه A (راست) و B (چپ).
شکل 13- ضریب تبدیل کروژن در چاه A بالا و B پایین (سمت چپ در برابر زمان و سمت راست بر روی تاریخچه تدفین)
شکل 14- جرم هیدروکربن تولید بالک در چاهA بالا وBپایین (سمت چپ در برابر زمان و سمت راست بر روی تاریخچه تدفین)
شکل 15- خروج هیدروکربن از سازند سرچاهان در چاهAبالا وB پایین (سمت چپ در برابر زمان و سمت راست بر روی تاریخچه تدفین)
شکل 16- میزان و زمان تولید برای میان لایه شیلی سازند کنگان در میدان B.
جدول 1- عمق آب دیرینه، دمای سطح در گذر زمان و شار حرارتی مورد استفاده در مدل ها.
سن |
عمق آب |
دمای سطح |
شار |
Ma |
m |
°C |
mW/m2 |
0 |
0 |
20/21 |
52 |
30 |
50 |
33/23 |
52 |
60 |
0 |
34/28 |
52 |
90 |
0 |
00/30 |
58 |
120 |
60 |
00/28 |
58 |
150 |
60 |
00/28 |
65 |
180 |
60 |
60/23 |
65 |
210 |
60 |
07/25 |
65 |
240 |
50 |
00/29 |
65 |
270 |
50 |
02/22 |
75 |
300 |
0 |
66/22 |
75 |
330 |
0 |
00/25 |
75 |
360 |
0 |
07/23 |
75 |
390 |
0 |
07/23 |
80 |
420 |
35 |
07/22 |
80 |
450 |
85 |
07/21 |
80 |
جدول 2- میانگین دادههای مربوط به آنالیز راک-اول.
میدان/ |
سازند |
Tmax (°C) |
PI |
S2 (mg/g) |
S1 (mg/g) |
S3 (mg/g) |
HI |
TOC |
OI |
A |
آسماری |
420 |
11/0 |
19/0 |
02/0 |
17/0 |
173 |
11/0 |
155 |
پابده |
422 |
03/0 |
5/2 |
08/0 |
81/1 |
179 |
4/1 |
129 |
|
گورپی |
426 |
06/0 |
73/0 |
05/0 |
31/1 |
111 |
66/0 |
198 |
|
لافان |
5/412 |
11/0 |
295/0 |
03/0 |
405/1 |
75 |
39/0 |
5/365 |
|
سروک |
421 |
14/0 |
26/0 |
04/0 |
66/0 |
124 |
21/0 |
314 |
|
کژدمی |
397 |
09/0 |
425/0 |
035/0 |
165/1 |
5/140 |
32/0 |
5/352 |
|
داریان |
422 |
16/0 |
46/0 |
09/0 |
86/0 |
164 |
28/0 |
307 |
|
گدوان |
408 |
13/0 |
41/0 |
06/0 |
53/1 |
87 |
47/0 |
326 |
|
فهلیان |
429 |
17/0 |
42/0 |
09/0 |
99/0 |
145 |
29/0 |
341 |
|
سورمه |
430 |
185/0 |
36/0 |
08/0 |
84/0 |
142 |
265/0 |
332 |
|
نیریز |
403 |
37/0 |
3/0 |
18/0 |
49/1 |
33 |
91/0 |
164 |
|
دشتک |
5/414 |
31/0 |
375/0 |
145/0 |
305/1 |
87 |
43/0 |
312 |
|
کنگان |
414 |
306/0 |
191/0 |
079/0 |
967/0 |
86/78 |
21/0 |
1/484 |
|
دالان |
7/412 |
395/0 |
248/0 |
145/0 |
203/1 |
33/98 |
212/0 |
557 |
|
B |
پابده |
5/428 |
03/0 |
34/1 |
05/0 |
86/0 |
5/160 |
755/0 |
111 |
گورپی |
5/424 |
105/0 |
335/0 |
02/0 |
37/0 |
107 |
275/0 |
5/141 |
|
لافان |
414 |
325/0 |
055/0 |
025/0 |
445/0 |
28 |
185/0 |
5/257 |
|
سروک |
435 |
11/0 |
28/0 |
03/0 |
49/0 |
90 |
31/0 |
158 |
|
گدوان |
416 |
09/0 |
49/0 |
05/0 |
76/0 |
245 |
02/0 |
380 |
|
فهلیان |
5/423 |
16/0 |
58/0 |
115/0 |
795/0 |
5/171 |
34/0 |
236 |
|
سورمه |
5/430 |
145/0 |
905/0 |
145/0 |
27/1 |
186 |
52/0 |
298 |
|
نیریز |
410 |
24/0 |
4/0 |
13/0 |
44/1 |
46 |
87/0 |
166 |
|
دشتک |
426 |
2/0 |
44/0 |
11/0 |
03/1 |
98 |
45/0 |
229 |
|
کنگان |
2/427 |
238/0 |
303/1 |
257/0 |
527/1 |
7/211 |
515/0 |
2/396 |
|
دالان |
1/421 |
34/0 |
043/1 |
47/0 |
565/1 |
6/151 |
6/0 |
276 |
|
کوه فراقون * |
سرچاهان |
7/458 |
116/0 |
720/3 |
467/0 |
213/0 |
86/71 |
190/5 |
429/8 |
جدول 3- دادههای تصحیح (ضریب انعکاس ویترینایت).
چاه |
عمق (m) |
سازند |
ضریب انعکاس ویترینایت |
A |
1520 |
گورپی |
52/0 |
2706 |
سورمه |
52/0 |
|
3421 |
دشتک |
58/0 |
|
B |
1629 |
گورپی |
49/0 |
2925 |
سورمه |
54/0 |
|
3533 |
آغار |
55/0 |
|
3723 |
کنگان |
57/0 |
جدول 4- دادههای تصحیح (دمای درون چاهی).
چاه |
عمق(m) |
دما(°C) |
|
چاه |
عمق(m) |
دما(°C) |
A |
3215 |
5/112 |
|
B |
3251 |
28/115 |
3225 |
28/113 |
|
3261 |
67/116 |
||
3234 |
5/114 |
|
3280 |
72/116 |
||
3263 |
94/117 |
|
3320 |
90/116 |
||
3273 |
16/118 |
|
3330 |
22/121 |
||
3282 |
118 |
|
3357 |
66/118 |
جدول 5-نتایج مدلسازی در سازندهای درون میادین.
میدان |
سازند |
دما (°C) |
ضریب انعکاس |
تاریخچه تدفین حرارتی |
|||
زمان تدفینحداکثری |
عمق |
دما |
بلوغبر اساس |
||||
A |
کنگان |
33/120 |
75/0 |
9/1 |
3811 |
13/122 |
میانه پنجره نفتی |
دالان بالایی |
28/127 |
82/0 |
4094 |
04/129 |
|||
نار |
133 |
88/0 |
4511 |
52/137 |
|||
دالان پایین |
18/144 |
05/1 |
4907 |
92/145 |
|||
فراقون |
86/147 |
11/1 |
5036 |
58/149 |
اواخر پنجره نفتی |
||
زاکیین |
84/149 |
14/1 |
5107 |
65/151 |
|||
سرچاهان بالایی |
42/151 |
16/1 |
5158 |
22/153 |
|||
سرچاهان پایینی |
22/152 |
17/1 |
5182 |
01/154 |
|||
B |
کنگان |
137 |
73/0 |
6/1 |
4034 |
05/125 |
میانه پنجره نفتی |
دالان بالایی |
124 |
77/0 |
4387 |
78/133 |
|||
نار |
131 |
84/0 |
4597 |
12/138 |
|||
دالان پایین |
5/138 |
9/0 |
4957 |
66/146 |
|||
فراقون |
143 |
01/1 |
5068 |
99/149 |
اواخر پنجره نفتی |
||
زاکیین |
150 |
11/1 |
5351 |
48/158 |
|||
سرچاهان بالایی |
154 |
19/1 |
5402 |
09/160 |
|||
سرچاهان پایینی |
156 |
22/1 |
5429 |
92/160 |
جدول 6- نتایج مدلسازی در سازند سرچاهان.
سازند |
میدان |
عمق |
سن |
ضریب تبدیل |
حجم بالک |
بخش سازند |
حجم هیدروکربن تولیدی |
سرچاهان پایین |
A |
2551 |
165 |
32/0 |
0 |
کل |
0 |
4643 |
7/8 |
50 |
56/0 |
پایین |
528/0 |
||
وسط |
037/1 |
||||||
بالا |
539/1 |
||||||
5182 |
9/1 |
23/78 |
88/0 |
پایین |
840/0 |
||
وسط |
677/1 |
||||||
بالا |
510/2 |
||||||
4980 |
0 |
86/80 |
91/0 |
پایین |
870/0 |
||
وسط |
736/1 |
||||||
بالا |
598/2 |
||||||
B |
2642 |
162 |
6/0 |
0 |
کل |
0 |
|
3912 |
61/47 |
50 |
56/0 |
پایین |
532/0 |
||
وسط |
061/1 |
||||||
بالا |
547/1 |
||||||
5446 |
6/1 |
35/84 |
96/0 |
پایین |
917/1 |
||
وسط |
831/1 |
||||||
بالا |
742/2 |
||||||
5194 |
0 |
74/85 |
98/0 |
پایین |
942/0 |
||
وسط |
881/1 |
||||||
بالا |
817/2 |