ارزيابي توان هيدروكربورزايي و شرايط رسوبگذاري سازند سرگلو در ميدان نفتي مسجدسليمان

Hydrocarbon Potential Evaluation and Depositional Environment of Sargelu Formation in Masjid-i-Soleiman Oilfield

سازند سرگلو به دليل ژرفاي بسيار زياد و گسترش محدود آن در فروافتادگي دزفول (منحصر به نواحي شمالي)، بسيار مورد توجه زمين‌شناسان و بويژه زمين‌شناسان نفت است. هدف از اين مطالعه، بررسي پتانسيل هيدروكربورزايي و شرايط رسوبگذاري سازند سرگلو در شمال فروافتادگي دزفول است. بدين منظور 34 نمونه خرده سنگ حاصل از حفاري، از چـاه‌هاي 309، 310، 312 و 316 ميـدان نفتي مسجدسليمـان كه لايه‌هاي ژوراسيك را قطع كرده‌انـد، برداشـت و تجزيه‌هاي ژيوشيميايي پيروليز راك‌ايول و پيروليزــ‌كروماتوگرافي گازي (Pyrolysis Rock-Eval 6 & PY-GC)، بر روي آنان صورت گرفت. نتايج حاصل از اين آزمايش‌ها نشان مي‌دهد كه اين سازند با داشتن مقادير بالاي TOC، توان هيدروكربورزايي «بسيار خوب» دارد. استفاده از نمودار استاندارد ون‌كرولن تصحيح شده و همچنين نمودار HI در برابر Tmax به منظور بررسي كيفيت و بلوغ مواد آلي، نوع كروژن در چاه‌هاي 309، 310 و 312 را مخلوطي از انواع III-IV معرفي مي‌كند. البته نوع اصلي كروژن در اين چاه‌ها نوع (تيپ) III-II مي‌باشد و علت اين اختلاف، كاهش مقادير پارامتر HI در نتيجه بلوغ حرارتي بالا است. در چاه 316 كيفيت مواد آلي بهبود يافته است و كروژن‌هاي مورد مطالعه تلفيقي از كروژن‌هاي نوع III-II هستند. نمودار اسميت رسم شده براي نمونه‌ها نشان مي‌دهد كه در تمامي چاه‌ها، نسبت S1/TOC بيشتر از 1/0 است و همه نمونه‌ها در ژرفايي قرار دارند كه شرايط لازم براي زايش هيدروكربور را دارند. نسبت Pr/n-C17 در برابر نسبت Ph/n-C18 حاصل از آزمايش‌هاي تكميلي نشان مي‌دهد كه محيط رسوبگذاري اين سازند در بيشتر رخساره‌ها محيط دريايي است. بررسي پيروگرام‌ها و ترموگرام‌هاي حاصل نـشان مي‌دهد كه آلكان‌هاي عادي در اين طيف‌ها داراي فراواني كربن‌هاي C15 –C20 بوده؛ اين در حالي است كه تركيب‌هاي عادي آلكان‌هاي سنگين و بسيار سنگين فراواني بسيار ضعيفي دارند. اين امر به‌دليل بلوغ بالاي حرارتي است كه سازند سرگلو پشت سر نهاده است. در پايان مي‌توان گفت كه به‌طور كلي سازند سرگلو در ميدان نفتي مسجدسليمان به دليل موقعيت خاص ميدان در فروافتادگي دزفول متفاوت از ديگر ميادين نفتي عمل كرده و داراي پتانسيل هيدروكربوري بسيار بالايي است و با توجه به ژرفاي بسيار زياد و واقع شدن در پايان پنجره نفتي در مرحله گاز‌زايي قرار گرفته است.

Sargelu Formation is deeply buried and has limited distribution in Dezful Embayment (limited to the northern part), hence, investigation of petroleum potential of this formation has attracted many petroleum geologists. In this study, hydrocarbon potential of Sargelu Formation in Northern Dezful Embayment is evaluated geochemically. For this purpose 34 drill cuttings from well numbers, 309,310,312 and 316 in Masjid-i-Soleiman (MIS) oilfield were selected, and geochemical analyses such as Rock-Eval VI pyrolysis and PY-GC were performed. The results reveal that the formation has "Very Good" hydrocarbon potential because of its high amounts of Total Organic Carbon (TOC). Results were plotted on Van-Krevelen as well as on HI vs. Tmax diagrams, and demonstrated mixed Kerogen Type III and IV due to low HI caused by higher thermal maturity, in well numbers 309, 310 and 312. However, the prominent Kerogen type was determined to be of mixed Kerogen type II and III. In all, the organic matter in well No. 316 has a better Kerogen type (mixed type II and III). All the Samples plotted on Smith Diagram have more than 0.1 Sj/TOC ratios and capable of generating hydrocarbon. The Pr/nC17 vs. Ph/nC18 ratio demonstrates marine environment for Sargelu Formation. Pyro and thermograms reveal that normal alkanes are dominated in C15 - C20 range, while heavy normal alkanes are missing due to its high thermal maturity. In all it can be concluded that Sargelu Formation in MIS oilfield, due to its paleoenvironment as well as burial depth exclusively has a good quality of organic matter with adequate maturity at the end of oil window and hence is gas-prone.