اثبات وجود بلندی کهن توسط روش های ژئوشیمیایی در مرکز میدان نفتی بینک، جنوب ایران

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 استاد، گروه زمین شناسی، دانشکده علوم‌زمین، دانشگاه شهید چمران، اهواز، ایران

2 کارشناس ارشد، گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم‌زمین، دانشگاه شهید چمران، اهواز، ایران

چکیده

هدف از این مطالعه اثبات وجود بلندی کهن در مرکز میدان نفتی بینک توسط مطالعات ژئوشیمی آلی است. با وجود اثر این بلندی کهن بر رخساره­های رسوبی به دلیل وسعت کم این بالا‌آمدگی شاهد حذف و دگرشیبی گسترده در اثر فازهای زمین ساختی نبوده و متأسفانه در این میدان ناشناخته باقی مانده است. داده­های لرزه­ای و داده­های حاصل از چاه، بیانگر ساختار نامتقارن میدان بینک به طول تقریبی 22 کیلومتر و عرض 10 کیلومتر در مخزن بنگستان است. به منظور اثبات بلندی کهن، تجزیه‌های ژئوشیمیایی راک ایول و انعکاس ویترینایت بر روی خرده­های حفاری و در پایان مدل‌سازی حرارتی توسط نرم‌افزار ( Pars Basin Modeler (PBM انجام پذیرفت. نتایج تجزیه راک ایول کم بودن میزان محتوی کربن آلی سازندهای کژدمی، لافان، گورپی و پابده را در مرکز میدان نشان می­دهد. این امر می­تواند نمایانگر حکمفرما بودن شرایط اکسیدان و کم ژرفا بودن آنها در زمان ته­نشست، به دلیل تشکیل یک بالاآمدگی دست‌کم از زمان آلبین ـ سنومانین در امتداد گسل پی­سنگی خارک ـ میش باشد. متغیرهای ژئوشیمیایی در سازند کژدمی چاه شماره 4 به صورت قابل توجهی با سازند کژدمی در چاه شماره 7 و دیگر سازندهای موجود در میدان متفاوت است. این امر می­تواند به دلیل افزایش قابل توجه فعالیت گسل خارک میش در طی زمان آلبین باشد. با توجه به ارتباط مستقیم میان محل گسل­های پی‌سنگی، بی‌هنجاری‌های حرارتی و بلندی­­های کهن، تاریخچه حرارتی میدان توسط نرم‌افزار  PBM مدل‌سازی شد. نتایج مدل‌سازی نشان داد که با اعمال جریان­های حرارتیmW/m2 80، 76، 66 و 60 به ترتیب برای چاه­های شماره 2، 4، 6 و 7 بهترین انطباق بازتاب ویترینایت و Tmax  اندازه­گیری و محاسبه شده حاصل­ می­شود. در پایان، کاهش پتانسیل هیدروکربورزایی و محتوای کربن آلی سنگ­های منشأ و افزایش جریان حرارتی به سمت مرکز میدان و نسبت به میادین مجاور نمایانگر وجود بلندی کهن در امتداد گسل خارک ـ میش است. از سوی دیگر با توجه به وجود بلندی کهن در مرکز میدان و در نتیجه کم ژرفا بودن آن، وجود رودیست­های فراوان­تر موجب تولید بیشتر در مرکز میدان  شده است.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

The Authentication of Paleo High by Geochemical Methods in the Center of Binak Oilfield, South Iran

نویسندگان [English]

  • B Alizadeh 1
  • R. Fouladvand 2
1 Professor, Department of Geology, Faculty of Earth Science, Shahid Chamran University, Ahvaz, Iran
2 M.Sc., Department of Geology, Faculty of Earth Science, Shahid Chamran University, Ahvaz, Iran
چکیده [English]

The main goal of this study is to introduce a paleo high in the central part of Binak oilfield using geochemical parameters. Despite the effect of this phenomena on sedimentation, due to its low amplitude of uplift and lack of unconformity, so far remained unknown in this oilfield. Seismic and well log data reveal that, Binak oilfield is an asymmetrical anticline with Bangestan reservoir of about 22 km long and 10 km wide. To investigate the paleo high in the oil field, geochemical analyses were performed on the cutting samples by Rock Eval 6 Pyrolysis, Vitrinite reflectance measurement and finally Pars Basin Modeler software was used for thermal modeling. The results of Rock-Eval analysis demonstrate that the quantity of total organic carbon decreases in all the Kazhdumi, Lafan, Gurpi and Pabdeh Formations towards the center of this anticline. This phenomenon reveals that the environment and condition of sedimentation have been oxidation and shallow for these formations during their deposit history in the center. This can be explained by development of an uplift along Kharg - Mish basement fault starting at or before Albian to Cenomanian time. The Kazhdumi Formation in well number four indicates a drastic change in the geochemical data in compare to other formations as well as the same formation in well number seven. This can also be correlated to remarkable increase in the activities of Kharg-Mish Fault during Albian. On the other hand significant temperature anomalies are often observed close to the faults and there is a direct relationship between basement fault, high thermal gradient and paleo highs. Therefore, thermal modeling was performed to understand thermal history of this oilfield using PBM (Pars Basin Modeler) software. The results indicate that, the amount of heat flow must be 80, 76, 66 and 60 mW/m2 for well numbers 2, 4, 6 and 7 respectively for achievement of the best fit between calculated Vitrinite reflectances as well as Tmax parameters and the same parameters actually measured by geochemical analyses. Consequently, this study reveals that there is a paleo high in the centre and along the Kharg – Mish Fault of the oil field which caused low content of TOC and naturally lower potential for hydrocarbon generation in the middle part of the oilfield. Finally considering the reservoir in the Binak oilfield, since in the central part is shallower due to the paleo high, there is more Rudist presence and higher oil production in the central part of the oilfield.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Binak Oilfield
  • Paleo High
  • Thermal Modeling
  • Rock Eval 6 Analysis
  • Vitrinite Reflectance
Akbari, N., Ghobeishavi, A. & Rahmani, A., 2007- Microfacies, Sedimentary Environment and Sequence Stratigraphy investigation of Bangestan Reservoir in Binak oilfield, Report  no. P-6187, National Iranian South Oil Company, 98p.
Alizadeh, B. & Janbaz, M., 2010 - Thermal Maturity Modeling of Rag-e-Safid Oilfield,    Southwest Iran. TehranUniversity Journal of Science. 35: 119-129.
Alizadeh, B. & Moradi, M., 2007 - Geochemical evaluation of Pabdeh Formation in Zeloi and Ahwaz Oilfields, Shahid Chamran University Journal of Science, 17: 33-45.
Barker, C., 1996 - Thermal modeling of petroleum generation: theory and application. Elsevier Science, 503p.
Bordenave, M. L., 1993 - Applied Petroleum Geochemistry, Editions technip, Paris, 524p.
Heidari Fard, M. H., Shayesteh, M., Ghalavand, H., Seraj, M. & Eshraghi, A., 2007- Investigation of thermal gradient variation on Asmari reservoir in Dezful embayment, Report no. P-6008, National Iranian South Oil Company, 211p.
Hertle, M. & Littke, R., 2000- Coalification pattern and thermal modelling of the Permo-Carboniferous Saar Basin, SW-Germany, International Journal of Coal Geology, 42: 273- 296.
Mohammadzadeh, M. J., Aghababaei, H. & Naseri, A., 2007- Application of Neural Network in Estimating Total Organic Carbon, Binak Oilfield, Bushehr Province, GEOSCIENCES, NO.66.
Motiei, H., 1995-  Petroleum geology of Zagros-1, Geological Survey of Iran Publications, 589p.
Nazar Aghaiei, A., 1986- The effect of cenomanian – Turonian unconformity in Rag-e-safid oilfield and adjacent oilfields in relation to Hendijan uplift. Report no. P-4006, National Iranian South Oil Company.
Nelskamp, S., David, P. & Littke, R., 2007- A comparison of burial, maturity and temperature histories of selected wells from sedimentary basins in The Netherlands. International  Jouenal of Earth Science, Springer-Verlag.
Nesarzadeh, R. & Alizadeh, B., 2006 - Hydrocarbon Potential of probable source rocks in Binak Oilfield, SouthwestIran. TehranUniversity Journal of Science, 32: 213-220.
Opera, A., 2009 - Reconstruction ofburial history and thermal maturity of Siah Makan oilfield, based on Rock-Eval analysis and Vitrinite Reflectance: M.S. thesis, AhwazShahidChamran  University, 107p.
Peters, K. E., 1986 - Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis, AAPG  Bulletin, 70: 318-329.
Petmecky, S., Meier, L., Reisser, H. & Littke, R., 1999- High thermal maturity in the LowerSaxonyBasin: intrusion or deep burial?, Tectonophysics, 304: 317–34.
Senglaub, Y., Littke, R. & Brix, M. R., 2006 - Numerical modelling of burial and temperature history as an approach for an alternative interpretation of the Bramsche anomaly, LowerSaxonyBasin. International Journal of Earth Science, 95: 204–224.
Sherkati, S. H. & Letouzey, J., 2004 - Variation of structural style and basin evolution in the central Zagros (Izeh zone and Dezful Embayment), Iran, Marine and Petroleum Geology, 21: 535–554.
Snowdon, L. R., Stasiuk, L. D., Robinson, R., Dixon, J., Dietrich, J. & McNeil, D. H., 2004 - Organic geochemistry and organic petrology of a potential source rock of early Eocene age in the Beaufort–Mackenzie Basin, Organic Geochemistry, 35:1039-1052.
Sotudeh, M., 1988 – Complementary Study as Geological Aspect of Bangestan Reservoir in Binak Oilfield, Report no. P-6187, National Iranian South Oil Company.
Zohrab Zadeh, M., 2006 - Geology investigation of Asmari reservoir in Rag-e-safid oilfield, Report no. P-5954, National Iranian South Oil Company, 378p.