مقدمه

سنگ منشاهای بالقوه از نظر کمیت، کیفیت و میزان بلوغ حرارتی مواد آلی توصیف میشوند .[۱] در دهههای گذشته محققین

زیادی ۱۰]،۹،۶،۵،۴،۳،[۲ از روشهای مختلف پیرولیز برای بدست آوردن اطلاعاتی در رابطه با پتانسیل، بلوغ و نوع سنگ منشا در حوضههای رسوبی مختلف استفاده کردهاند. در میان این روشها، پیرولیز راک-اول به عنوان یک روش استاندارد به طور گسترده در اکتشاف نفت استفاده میشود ۸]،[۷ که روش مناسبی برای ارزیابی پتانسیل نفتزایی رسوبات و برآورد سریع
ویژگیهای شیمیایی موادآلی رسوبی میباشد ۱۰]،.[۹

از طرفی دیگر، مواد آلی حاوی ترکیبات خاصی از سنگ منشا بنام بایومارکرها میباشد. بایومارکرها دارای ساختار شیمیایی کاملا” مشخصی هستند که رابطهی نزدیکی با مواد اولیه زیستی تولید شده به وسیلهی گیاهان، باکتریها و جلبکها دارند.

بایومارکرهای چند حلقهای پیچیده مانند هپانها (hopanes) و استرنها (sternes) در چند دههی اخیر به دلیل فوایدشان از

قبیل تعیین نوع و کیفیت مادهی آلی، شرایط رسوبگذاری (مانند شوری، اکسیدشدن و غیره)، تشخیص میزان بلوغ، میزان تجزیه زیستی و مطالعات سنگشناسی مورد توجه بیشتری قرار گرفتهاند. چنین خصوصیاتی، بایومارکرها را به طور بالقوهای در تطابق نفتها با هم توانا ساخته است ۱۷]،۱۶،۱۵،۱۴،۱۳،۱۲،.[۱۱

در این ارتباط، در سالهای اخیر به رسوبات هورن والی سیلتستون به عنوان منشا بسیاری از هیدروکربنهای کشف شده در

حوضهی آمادئوس ۲۳]،۲۲،۲۱،۲۰،۱۹،[۱۸، متعلق به گروه Larapinta در مرکز استرالیا که از طیف وسیعی از رخسارهها تشکیل

شده و غرب تا شرق حوضه را در بر میگیرد، توجه خاصی مبذول داشتهاند (شکل .(۱ گروه لاراپینتا متشکل از پنج سازند است که عمدتا” سیلیسی آواری بوده و در یک دریای کم عمق درون کراتونی نهشته شدهاند (شکل .(۲

شکل :۱ موقعیت حوضه آمادئوس، پراکندگی رخنمون سازند هورنوالی سیلتستون و موقعیت چاههای مورد مطالعه

۹۱

مجله زمین شناسی نفت ایران، سال سوم، جلد۴، ۱۳۹۱

برش سازند هورن والی سیلتستون در پیرامون حاشیه جنوبی حوضه غالبا” کربناته است. در حالیکه در شمال مرکزی، غالبا”

آواری با میان لایههای نازکی از کربنات است. مطالعات قبلی رسوبشناسی و چینه نگاری اردوویسین پیشین در استرالیای

مرکزی حاکی از آن است که هورن والی سیلتستون در طول یک رخداد پیشروی-پسروی، در یک محیط شلف دریایی کم عمق

نهشته شده است .[۲۰] حضور وسیع حفرات و رسوبات اکسیدشده در بالا و پایین گلسنگ سیاه نشاندهندهی شرایط اکسیدی

کف اقیانوس است و احتمالا” رخدادهای کوتاه دفن سریع رسوبات باعث کم شدن زمان اقامت و حفظ استثنایی مواد آلی شده

است. و این امر باعث شده تا مواد آلی از دسترس موجودات حفار و تجزیه اکسیدی در امان بمانند. سنگآهک بین لایهای و

گلسنگها حفظ ضعیفی از مواد آلی را نشان میدهند که احتمالا” درون یک شلف کم عمق آشفته با اکسیژن بیشتر نهشته شدهاند.
به طور کلی سازند هورن والی سیلتستون بر روی سازند پاکوتا سندستون نهشته شده است و به وسیلهی ماسهسنگهای سازند استایروی پوشیده شده است. جز در شرق حوضه، که به صورت ناپیوسته به وسیلهی ماسهسنگهای مرینیه پوشیده شده است مرزهای بین هورن والی سیلتستون و سازندهای بالا و پایین هر دو تدریجی هستند [۲۴] (شکل .(۲

شکل :۲ ستون چینه شناسی حوضه آمادئوس، استرالیای مرکزی (اقتباس از ((۲۰۱۰) Dunmore

۹۲

مقایسهی پارامترهای پیرولیز راک-اول و بایومارکرها …

به طور کلی سازند هورن والی سیلتستون از ۴ لیتولوژی اصلی تشکیل شده است:

(۱) مادستون خاکستری تیره تا متوسط که غنی از مواد آلی بوده و نازک تا ضخیم لایه، که معمولا حاوی فسیل (شامل تریلوبیت

و گراپتولیت) است.

(۲) کلسی لوتایت لایهای که این لیتولوژی با لایهبندی موجی تا عدسی شکل مشخص میشود و ممکن است فسیلدار و تحت

تاثر آشفتگی زستی نیز قرار گرفته باشد.

(۳) سنگ آهک سیلتی یا ندولار که مقدار سیلت در آن متغییر است (بیش از ۵۰ درصد) و دارای فسیلهای فراوانی میباشد و

توسط لایهبندی نامنظم و موجی مشخص میشود.

(۴) کوکوینا (Coquinas) که غنی از فسیل (تریلوبیت، براکیوپود، گاستروپود و غیره) بوده و گاهی فقط یک گونه در آن غالب

است.

هدف اصلی این پژوهش تلاش برای درک بهتر نوع مادهی آلی، محیط رسوبگذاری و بلوغ حرارتی آن، با استفاده از مقایسهی روشهای پیرولیز Rock-Eval و گاز کروماتوگرافی-اسپکترومتری جرمی (GC-MS) میباشد. امید است این مطالعه بتواند کمک شایانی به شناخت وضعیت سنگ منشا در این حوضه نموده و نیز روشی مناسب (مقایسه دو روش) برای ارزیابی سازندهای مولد نفت و گاز در ایران باشد.

.۲ وضعیت زمینشناختی

حوضهی آمادئوس در مرکز استرالیا و در بین طولهای ۳۰′ ۱۲۷ الی ۳۰′ ۱۳۶ شرقی و عرضهای ۰۰′ ۲۳ الی ۰۰′ ۲۶ جنوبی واقع شده است که باقیماندهی یک فرورفتگی ساختاری درون قارهای است که شامل ضخامتی از توالیهای رسوبات پروتروزوئیک پسین تا پالئوزویک میانی میباشد ۲۳]،.[۲۲ این حوضه در بخش جنوبی قسمت مرکزی استرالیا ( Northern (Territory واقع شده که قسمت کوچکی از آن در استرالیای غربی قرار میگیرد ( شکل .(۱ طول شرقی-غربی آن حدود ۸۰۰ کیلومتر است و مساحتی در حدود ۱۷۰۰۰۰ کیلومترمربع را شامل میشود .[۱۸] این حوضه از شمال به وسیلهی کمپلکس

آرونتا (Arunta) به سن پروتروزوئیک و از جنوب توسط کمپلکس موسگراو-من (Musgrave – Mann) و اولیاجنسیس

(Olia Gneiss) محدود میشود .[۲۳]

.۳ مواد و روشها

در این مطالعه تعداد ۴۴ نمونه از سازند هورن والی سلتستون و از دو چاه ۲۵) Tempe Vale 1 نمونه) و ۱۹) Tent Hill 1

نمونه) مورد آنالیز پیرولیز راک-اول قرار گرفته است (جدول .(۱ در این روش نمونهها بلافاصله بعد از نمونهبرداری، در دمای ۴۰ C خشک میشوند و برای تجزیه به پودر نرم آسیاب میشوند. سپس مادهی آلی در غیاب اکسیژن (در حضور هلیم یا نیتروژن) حرارت داده شده و جهت تولید و آزاد شدن هیدروکربن از مواد آلی و تعیین پتانسیل هیدروکربنزایی باقی ماندهی مواد آلی موجود در سنگ، به کار برده میشود. برای انجام این آنالیز از دستگاه راک-اول ۶ و روش (۱۹۷۷) Espitalie استفاده

شده است.

۹۳

مجله زمین شناسی نفت ایران، سال سوم، جلد۴، ۱۳۹۱

جدول -۱ نتایج حاصل از آنالیز راک-اول نمونههای مورد مطالعه دو چاه Tempe Vale 1 و .Tent Hill 1

Tmax HI S2 S1 TOC
PI (mgH (mgHC (mgHC/ Depth(m) Well NO
(deg C) C/g TOC) /g rock) g rock) (wt %)

Tempe Vale 1

۴۴۰ ۰٫۱۳ ۳۱۹٫۵۸ ۴٫۵۷ ۰٫۶۶ ۱٫۴۳ ۳۶۲٫۶
۴۳۵ ۰٫۱۵ ۲۸۷٫۸۳ ۳٫۳۱ ۰٫۵۹ ۱٫۱۵ ۳۶۳٫۰۴
۴۴۱ ۰٫۲۷ ۲۲۲٫۲۲ ۱٫۶ ۰٫۵۸ ۰٫۷۲ ۳۶۷٫۷۹
۴۴۳ ۰٫۳۵ ۳۷۸٫۳۴ ۱۲٫۷۵ ۶٫۸۱ ۳٫۳۷ ۳۶۸٫۶۸
۴۴۲ ۰٫۲۸ ۱۲۸٫۵۷ ۰٫۶۳ ۰٫۲۴ ۰٫۴۹ ۳۶۹٫۴۲
۴۴۵ ۰٫۲۴ ۶۶٫۶۷ ۰٫۲۲ ۰٫۰۷ ۰٫۳۳ ۳۷۴٫۶
۴۳۹ ۰٫۲ ۸۲٫۰۵ ۰٫۳۲ ۰٫۰۸ ۰٫۳۹ ۳۷۸٫۲۵
۴۴۸ ۰٫۲۸ ۹۱٫۱۱ ۰٫۴۱ ۰٫۱۶ ۰٫۴۵ ۳۸۰٫۴۸
۴۴۵ ۰٫۳۲ ۱۶۱٫۷۶ ۱٫۱ ۰٫۵۱ ۰٫۶۸ ۳۸۳٫۲۸
۴۴۷ ۰٫۳۳ ۱۲۳٫۸۱ ۰٫۵۲ ۰٫۲۶ ۰٫۴۲ ۴۰۰٫۴۱
۴۵۲ ۰٫۳۴ ۱۸۱٫۴۸ ۱٫۴۷ ۰٫۷۷ ۰٫۸۱ ۴۰۱٫۱۷
۴۵۰ ۰٫۲۹ ۱۶۱٫۰۵ ۱٫۵۳ ۰٫۶۴ ۰٫۹۵ ۴۰۳٫۷۲
۴۴۶ ۰٫۳۳ ۷۴٫۳۶ ۰٫۲۹ ۰٫۱۴ ۰٫۳۹ ۴۰۴٫۱۵
۴۴۸ ۰٫۳۷ ۲۹۷٫۰۷ ۱۲٫۱۵ ۷٫۰۱ ۴٫۰۹ ۴۰۷٫۵۹
۴۵۰ ۰٫۲۶ ۳۲۸٫۲۵ ۲۰٫۶۸ ۷٫۳۸ ۶٫۳ ۴۰۹٫۶۲
۴۴۲ ۰٫۳۴ ۳۰۸٫۲ ۳٫۷۶ ۱٫۹۵ ۱٫۲۲ ۴۱۶٫۷۷
۴۳۵ ۰٫۴۲ ۲۶۰ ۲٫۴۷ ۱٫۸ ۰٫۹۵ ۴۱۶٫۹۷
۴۵۱ ۰٫۳۹ ۱۴۳٫۰۶ ۱٫۰۳ ۰٫۶۵ ۰٫۷۲ ۴۲۰٫۰۸
۴۴۵ ۰٫۴۷ ۸۹٫۵۸ ۰٫۴۳ ۰٫۳۸ ۰٫۴۸ ۴۲۳
۴۴۸ ۰٫۳۲ ۷۰ ۰٫۲۸ ۰٫۱۳ ۰٫۴ ۴۲۵٫۶۹
۴۴۴ ۰٫۲۹ ۵۹٫۴۶ ۰٫۲۲ ۰٫۰۹ ۰٫۳۷ ۴۲۶٫۶۴
۴۴۷ ۰٫۲۷ ۷۱٫۱۱ ۰٫۳۲ ۰٫۱۲ ۰٫۴۵ ۴۲۸٫۴۶
۴۴۸ ۰٫۲۹ ۶۹٫۰۵ ۰٫۲۹ ۰٫۱۲ ۰٫۴۲ ۴۳۰٫۰۵
۴۴۶ ۰٫۲۲ ۱۲۸٫۰۷ ۰٫۷۳ ۰٫۲ ۰٫۵۷ ۴۳۸٫۴۱
۴۳۱ ۰٫۳۶ ۱۳۱٫۸۲ ۰٫۲۹ ۰٫۱۶ ۰٫۲۲ ۴۴۰٫۲۸
۴۴۴٫۳۲ ۰٫۳۰۰۴ ۱۷۰٫۱ ۲٫۸۵۴۸ ۱٫۲۶ ۱٫۱۱۰۸ Average
Tent Hill
۱
۴۴۰ ۰٫۲۶ ۹۷٫۱۴ ۰٫۳۴ ۰٫۱۲ ۰٫۳۵ ۱۰۹۶٫۹
۴۳۳ ۰٫۳ ۱۰۶٫۶۷ ۰٫۴۸ ۰٫۲۱ ۰٫۴۵ ۱۱۲۲٫۲
۴۴۳ ۰٫۴۳ ۹۷٫۶۲ ۰٫۴۱ ۰٫۳۱ ۰٫۴۲ ۱۱۳۰
۴۶۰ ۰٫۳۸ ۷۲٫۵۵ ۰٫۳۷ ۰٫۲۳ ۰٫۵۱ ۱۱۴۰
۴۵۶ ۰٫۳۹ ۹۳٫۵۹ ۰٫۷۳ ۰٫۴۷ ۰٫۷۸ ۱۱۴۰٫۷
۴۵۷ ۰٫۴۷ ۱۴۲٫۶۱ ۱٫۶۴ ۱٫۴۶ ۱٫۱۵ ۱۱۴۵
۴۵۰ ۰٫۴۹ ۱۰۴ ۰٫۵۲ ۰٫۴۹ ۰٫۵ ۱۱۴۶٫۹
۴۵۳ ۰٫۴۲ ۹۵ ۰٫۳۸ ۰٫۲۸ ۰٫۴ ۱۱۴۸٫۸
۴۵۴ ۰٫۴۵ ۱۳۶٫۶۳ ۱٫۳۸ ۱٫۱۴ ۱٫۰۱ ۱۱۵۰٫۸
۴۵۱ ۰٫۵۷ ۸۶٫۱۱ ۰٫۳۱ ۰٫۴۱ ۰٫۳۶ ۱۱۵۱٫۲
۴۵۵ ۰٫۴۷ ۱۷۰٫۴۴ ۴٫۶۷ ۴٫۱۴ ۲٫۷۴ ۱۱۵۷٫۵
۴۵۱ ۰٫۴۳ ۸۸٫۸۹ ۰٫۸ ۰٫۶۱ ۰٫۹ ۱۱۶۰٫۷
۴۵۶ ۰٫۴۵ ۱۳۰٫۱ ۱٫۳۴ ۱٫۰۸ ۱٫۰۳ ۱۱۶۳٫۲
۴۵۰ ۰٫۴۵ ۱۰۲٫۶۳ ۰٫۷۸ ۰٫۶۳ ۰٫۷۶ ۱۱۶۵٫۳
۴۵۶ ۰٫۴۳ ۱۰۷٫۶۹ ۰٫۹۸ ۰٫۷۳ ۰٫۹۱ ۱۱۶۶٫۶
۴۵۵ ۰٫۴۶ ۱۱۴٫۰۴ ۱٫۳ ۱٫۰۹ ۱٫۱۴ ۱۱۶۷٫۹
۹۴

مقایسهی پارامترهای پیرولیز راک-اول و بایومارکرها …

۴۵۳ ۰٫۴۸ ۵۷٫۱۴ ۰٫۲۴ ۰٫۲۲ ۰٫۴۲ ۱۱۷۲٫۳
۴۵۳ ۰٫۴۳ ۷۷٫۵۵ ۰٫۳۸ ۰٫۲۹ ۰٫۴۹ ۱۱۷۳٫۷
۴۵۵ ۰٫۳ ۷۰ ۰٫۲ ۰٫۱۱ ۰٫۲۸ ۱۱۹۶٫۶
۴۵۱٫۶۳۱۶ ۰٫۴۲۴۲۱۱ ۱۰۲٫۶۵۲۶ ۰٫۹۰۷۸۹۵ ۰٫۷۳۷۸۹۵ ۰٫۷۶۸۴۲۱ Average

در این آزمایش، برنامه دمایی راک-اول، ۳۰۰ درجه سانتیگراد (به مدت ۳ دقیقه)، با نرخ افزایش ۲۵ درجه در دقیقه تا ۶۵۰ درجه سانتیگراد بوده است. تعیین مقدار TOC به شیوه LECO CS244 انجام شد، و پارامترهایی نظیر پتانسیل زایش ( genetic (S1+S2) ( potential، شاخص زایش (S1/S1+S2) (production index)، شاخص هیدروژن (S2/TOC) و شاخص اکسیژن (S3/TOC) تعیین شدند.

هیدروکربنهای الیفاتیک (Aliphatic) به وسیلهی دستگاه GC-MS ترکیبی (HP 6890-HP 5973 MSD) مورد تجزیه قرار

گرفتند. GC بوسیله یک ستون ۳۰ متری سیلیکای ترکیبی که با ۵ فنیل متیل سیل اکسان پوشیده شده و از هلیوم به عنوان یک

گاز حامل با سرعت جریان ۱/۴ ml/min استفاده شده است، یک برنامهی حرارتی ۱۰۰-۲۹۰ C با تقریب صعودی ۴ C / min

بکار برده شد. نمونهها به وسیلهی یک دستگاه تزریق کننده درجه حرارت ۲۸۰ C اشباع شدند. همچنین از طریق تصادم الکترونها در ولتاژ ۷۰ev و زمان پویش ۲/۹ ثانیه و دامنه وضوح ۵۰-۵۵۰amu آنالیز شدند. و ترکیب نسبی مربوط به ترکیبات
خاص از طریق مناطق پیک برآورد شدهاند. آنالیز نمونههای مورد مطالعه توسط Geoscience استرالیا انجام گرفت.

۴٫ نتایج و بحث

۴٫ .۱ منشأ مواد آلی و محیط رسوبگذاری

۴٫ .۱ .۱ داده های پیرولیز Rock-Eval

در طی این آنالیز چندین پیک شاخص در درجه حرارتهای مختلف به دست میآید که هر کدام معنا و تفسیر خود را دربر

دارد . S1 بخشی از پیک P1 است که مربوط به تبخیر ترکیبات هیدروکربنی آزاد موجود در سنگ میباشد، که در حرارتهای زیر ۳۰۰ C تبخیر میشوند. این منطقه مقدار هیدروکربنهای آزاد (نفت و گاز) موجود در سنگ را، بر حسب میلیگرم هیدروکربن در هر گرم سنگ به ما میدهد. S2 بخشی از پیک P2 است که مربوط به ترکیبات هیدروکربنی میشود که از شکستن حرارتی (cracking) کروژن ناشی میشوند (دمای بین ۳۰۰ تا C .(600

درجه حرارتی که پیک S2 در آن حداکثر است، درجه حرارت حداکثر (Tmax) نامیده میشود . این بخش (S2) پتانسیل نفت باقی مانده در سنگ را بر حسب میلیگرم هیدروکربن در هر گرم سنگ بیان میکند. به علاوه S2 به تجزیه حرارتی مواد غیر فرار، اما قابل استخراج، مانند رزین و آسفالتین نیز مربوط میشود. پیک S3 بیانگر میزان CO2 است که از شکسته شدن گروهای

کربوکسیل و دیگر ترکیبات اکسیژندار کروژن در دمای ۳۰۰ تا C 390 حاصل میشود. شاخص HI عبارت است از نسبت S2 به TOC درسنگ، و یک پارامتر کلیدی سنگ منشا است که در مدلسازی کمی، نوع و حجم هیدروکربنهای تولید شده

[۲۵] و طبقهبندی انواع کروژن استفاده میشود. شاخص اکسیژن OI از نسبت S3/TOC و شاخص پتانسیل هیدروکربنزایی PI از نسبت S1/S1+S2 بدست میآید.

در مطالعه حاضر، مقادیر S1 در یک طیف گسترده ۰/۰۷ تا ۷/۳۸ (میلیگرم هیدروکربن بر گرم سنگ) در چاه تمپهواله و ۰/۱۱ تا ۴/۱۴ در چاه تنتهیل میباشد (جدول .(۱ این مقادیر اشاره بر (الف) مقادیر قابل توجهی هیدروکربن از سنگهای منشا به

۹۵

مجله زمین شناسی نفت ایران، سال سوم، جلد۴، ۱۳۹۱

دلیل بلوغ حرارتی بالای مواد آلی در مناطق مطالعه شده تولید شده است، و یا (ب) اینکه هیدروکربنهای تولید شده قبلا”

مهاجرت نکرده و از سنگهای منشا دور نشدهاند. بنابراین سنگها درجه بلوغ پایینی دارند.

مقادیر S2 از ۰/۲۲ تا ۲۰/۶۸ در چاه تمپهواله و از ۰/۲ تا ۴/۶۷ در چاه تنتهیل (با میانگین به ترتیب (۰/۹۰۷-۲/۸۵ در تغییر

است (جدول .(۱ بنابر این با این اطلاعات بدست آمده رسوبات بالغاند.

در این تحقیق، میانگین مقادیر HI، در دو چاه مورد مطالعه به ترتیب (mg HC/g TOC) 102/65-170/1 است (جدول(۱، که

نشان دهنده بلوغ حرارتی خوب مواد آلی در سازند هورن والی سیلتستون میباشد. همچنانکه مقادیر T (مرحله کاتاژنز تا
max
شروع پنجره نفت) نیز این مطلب را تائید میکند (شکل .(۳
T انجام شد و پتانسیل سنگمنشا برای مقادیر C T T
تعیین بلوغ حرارتی برای مقادیر max max <435 ایمچور، و مقادیر max
بین ۴۶۰-۴۳۵ درجه سانتیگراد به عنوان نشاندهنده پنجره نفتی تعیین شد (بر اساس ۱] و .([۲۶ چون مقدار T تحت تاثیر
max

نوع کروژن و نیز مواد ماتریکس است، از اینرو مقادیر آن به تنهایی برای تعیین پارامتر بلوغ کمتر قابل اطمینان است .[۶] نتایج پیرولیز Rock-Eval از نمونهها در دو چاه مورد مطالعه منبع یکسانی برای مواد آلی (نوع (II را نشان میدهند (شکل .(۳

به علاوه، به نظر میرسد که هیچ هیدروکربنی با منشا خارجی به رخسارههای غنی از ماده آلی هورن والی سیلتستون اضافه نشده است، که این ادعا به وسیلهی مقادیر S1 و شاخص تولید (PI=S1/S1+S2) (جدول(۱ نشان داده شده است (نفتهای مهاجرت یافته در سازند را میتوان با مقدار S1 زیاد و TOC کم نشان داد). میانگین محتوای TOC به ترتیب در چاه تمپهواله ۱/۱۱، و در چاه تنتهیل ۰/۷۶ (جدول (۱ میباشد، که نوسان آشکاری را در مقادیر TOC رسوبات حوضه آمادئوس نشان میدهند (شکل .(۴