حوضه های نفتی ایران

حوضه های نفتی مهم ایران

تا سال 1307 تمام نفت تولیدی ایران مربوط به میدان نفتون می شد که بعدها به مسجد سلیمان تغییر نام داده شد، اما از این سال به بعد میادین دیگری از جمله هفتکل(1307) ، گچساران ( 1309 ) ، آغاجاری (1315) و میادین نفتی لالی و نفت سفید(1317) کشف و مورد بهره برداری قرار گرفت . در سال 1335 در ناحیه قم در تاقدیس البرز نفت و در سال 1337 در میدان سراچه گاز کشف شد که این نخستین کشف مواد نفتی به مقدار قابل ملاحظه در خارج از حوضه زاگرس بود. در سال 1345 در دشت مغان و در سال 1346 در گرگان به ترتیب نفت و گاز کشف شد ، که اولی به دلیل تراوایی کم سنگ مخزن و دومی به دلیل بهره دهی پایین چاه اقتصادی تشخیص داده نشده و مورد بهره برداری قرار نگرفت. در سال 1347 میدان عظیم گازی خانگیران و در سال 1360 میدان گازی گنبدلی در حوضه رسوبی کپه داغ کشف گردید. ولی با تمام این اوصاف هنوز این مهم ترین حوضه نفتی ایران می باشد. و اغلب میادین مهم نفتی در این حوضه واقع شده استبرای حوضه زاگرس تاکنون تقسیمات متعددی ارائه شده است و هر تقسیم بندی بر اساس عامل ویژه ای صورت گرفته است. مشهورترین طبقه بندی بوسیله FALCON در 1961 ارائه شده است که زاگرس را از شمال شرقی به جنوب غربی به سه زون تقسیم بندی نموده است، که این زونها عبارتند از :

زون ساختمانی پیچیده همراه سنگهای دگرگونی: حد شمال شرقی این زون در تداخل با سنگ های زون ارومیه دختر به خوبی روشن نیست و اطلاعات موجود در این زمینه فقط متعلق به حاشیه جنوب غربی این زون است که به عنوان تراست اصلی زاگرس معرفی شده است. این منطقه در واقع محل برخورد صفحات عربستان و ایران مرکزی بوده است.

زون تراستهای هم آغوش( Imbricated Thrust Zone ): این منطقه در شمال شرقی کمربند چین های ساده واقع گردیده است و سنگهای دگرگونی در این منطقه وجود ندارد.

کمربند ساده چین خورده (Simply Folded Belt) : این منطقه جنوبی ترین بخش چین خوردگی زاگرس است و با ساختمان های تاقدیسی نامتقارن در امتداد کلی شمال غربی _ جنوب شرقی مشخص می گردد. منابع هیدروکربوری جنوب غرب ایران عمدتا" محدود به کمربند چین خورده ساده می باشد. این کمربند چین خورده به چند قسمت تقسیم شده است که محدود به چند ساختار ساختمانی هستند. این قسمت ها ویژگی های هیدروکربوری خاص خود را دارند. تقسیمات این کمربند عبارتست از :

فرو افتادگی دزفول( Dezful Embayment ): که محدود به گسل کازرون در شرق و زون خمشی بالارود در شمال است. فرو افتادگی دزفول بطور کلی به ناحیه ای اطلاق می گردد که در آن آسماری فاقد رخنمون است. این ناحیه در برگیرنده حدود پانزده کیلومتر رسوبات از پالئوزوئیک تا عهد حاضر است. و اکثر میدان های نفتی ایران در این ناحیه قرار دارند. این ناحیه دارای سیستم نفتی متفاوت با دیگر نواحی هیدروکربوری ایران بوده واز شناخته شده ترین نواحی هیدروکربوری محسوب می شود.

ناحیه فارس(Fars Area ): محدوده این زون ساختمانی عبارتست از حد غربی گسل کازرون ، حدشرقی خط فرضی جدا کننده هینترلند ( Hinterland ) بندر عباس از فارس، حد شمالی به تراست ها و حد جنوبی خط ساحلی خلیج فارس است. در این مطلب منظور از ناحیه فارس زون های ساختمانی فارس و هینترلند بندر عباس است که حد شرقی آن گسل میناب است و به دو بخش فارس شمالی و جنوبی تقسیم می شود. تداوم پشته ای از پی سنگ سیرعربی از طریق قطر به زیر این منطقه موجب پیدایش شرایط پلاتفرمی از مزوزوئیک تا زمان حال در ناحیه فارس شده است. وجود گنبدهای نمکی و اثر آنها در تاقدیس های زون فارس از ویژگی های مهم ساختمانی این منطقه به شمار می رود. تاقدیس های این منطقه جهت یافتگی های گوناگونی دارند. بطوری که علاوه بر جهت یافتگی زاگرس در جهت شرقی _ غربی و شمال شرقی _ جنوب غربی نیز دیده می شوند. ناحیه فارس از نواحی گاز خیز مشهور دنیا به حساب می آید. این منطقه سیستم نفتی متفاوتی نسبت به فروافتادگی دزفول دارد و میدان های کنگان و دالان از میدان های عظیم گازی این منطقه محسوب می شوند.

هینترلند بندر عباس(Bandar Abbas Hinterland ): هینترلند بندر عباس محدود به گسل زندانمیناب در شرق ، شمال آن خط واره ای در نظر گرفته شده است و حد جنوبی آن جبهه چین خورده زاگرس است. اکثریت تاقدیس های این منطقه راستای محوری شرقی _غربی و شمال شرقی _جنوب غربی دارند.

لرستان: این ناحیه از جنوب به خمش بالارود ، از شمال و شمال غرب به مرز ایران و عراق منتهی می شود. لرستان دارای منابع نفتی و گازی می باشد.

حوضه زاگرس

حوضه زاگرس که در جنوب غرب ایران و شمال عراق قرار گرفته است از لحاظ موقعیت تکتونیک صفحه ای حاشیهء تکتونیکی شده عربستان را تشکیل می دهد. تاریخچه زمین شناسی آن شامل دوره های طولانی مدت فرونشست و رسوبگذاری می باشد که همراه با دوره های کوتاه مدت بالاآمدگی و عدم رسوبگذاری است. حرکات تکتونیکی تنها در میوسن _ پلیوسن شدیدا" زاگرس را تحت تأثیر قرار داده اند که اکنون نیز ادامه دارد و موجب شکل گیری تاقدیس های کشیده شده است . عمدهخ تله های نفتی این ناحیه را این ساختارها تشکیل می دهند.

قدیمی ترین رسوبات ناحیه فارس دارای سن پرکامبرین هستند و از رخساره های تبخیری سازند هرمز تشکیل شده اند. بالاآمدگی منطقه ای در دونین و کربنیفر ناحیه فارس را تحت تأثیر قرار داده و موجب حذف شدن مقدار زیادی از بخش پایین پالئوزوئیک در مناطق زیادی و نهشته شدن سازند فراقان شده است. سپس در پرمین میانی فرونشست و نهشته شدن منطقه ای در ناحیه فارس شروع شده و رژیم رسوباتی کربناته شیل های آهکی حکم فرما شده و این وضعیت با دوره های کوتاه مدت بالاآمدگی، عدم رسوبگذاری و قطع شدگی رسوبات تا پایان پالئوژن ادامه داشته است. در توالیهای تریاس و ژوراسیک رخساره های تبخیری دیده می شود. با نهشته شدن آهک های آسماری که سنگ مخزن عمده مخازن نفت ایران می باشد، این سیکل بلند مدت رسوبی به الیگوسن و میوسن ختم می شود.

در نئوژن تغییرات عمده ای در چارچوب رسوبی زاگرس رخ می دهد و تبدیل به قسمتی ناپایدار در حوضه خاورمیانه می شود، در اوایل میوسن رسوبات نئوژن خیلی زخیم است و شامل نهشته های تبخیری سازند گچساران می باشد که پوش سنگ مخزن آسماری را تشکیل می دهد. در پی کوهزائی میوسن تا زمان حال رسوبات تخریبی قاره ای آغاجاری، رسوبات دریایی سازند میشان و ممبر آهکی گوری نهشته شده است و سپس رسوبات درشت دانه کنگلومرایی از نوع مولاس نهشته شده که به عنوان سازند بختیاری شناخته می شود و دارای ضخامت خیلی زیاد می باشد و با نا پیوستگی زاویه ای روی سنگ های قدیمی تری قرار می گیرد. رسوبات نئوژن در فرو افتادگی دزفول دارای ضخامت و گسترش بیشتری نسبت به سایر قسمت های زاگرس هستند.

سیستم های نفتی زاگرس:

سِستم نفتی فرو افتادگی دزفول: فرو افتادگی دزفول در مجاورت ناحیه فارس قرار دارد. در فرو افتادگی دزفول پختگی سنگ منشاء و زایش نفت و تشکیل تله های نفتی و دیگر حوادث تعیین کننده سیستم نفتی فرآیندهای نسبتا" جوانی هستند که در 15 میلیون سال اخیر روی داده اند. تجمع سریع 1500 تا 2000 متر نمک و انیدریت سازند گچساران در اوایل میوسن رخ داده و طی آن سنگ منشاء کژدمی در اکثر مناطق فرو افتادگی دزفول، به جز در مناطق شمال غرب ، به سطح پختگی لازم برای زایش نفت رسیده است. همزمان با آن تشکیل چین های بزرگ زاگرس و شکل گیری نفت گیرها موجب انباشته شدن نفت در فروافتادگی دزفول شده است. در ناحیه فارس سازندهای گچساران ، آغاجاری و بختیاری، برخلاف فروافتادگی دزفول، دارای گسترش و ضخامت کمتری هستند.

در قسمت های کوهستانی فروافتادگی دزفول، بالاآمدگی موجب شده استکه سازند کژدمی به پختگی کامل نرسد، مانند کوه بنگستان، درحالیکه در فاصله نسبتا" کم (15 کیلومتری جنوب غربی همین محل) به علت فرو نشست کافی، این سازند به پختگی رسیده است مانند میدان آغاجاری در قسمتهای ساحلی فرو افتادگی دزفول فرونشست کمتر دیده می شود و سازند کژدمی در ابتدای پختگی حرارتی می باشد.

حرکات کوه زایی در میوسن پیشین و بالا آمدگی های حاصل آن موجب ایجاد شرایطی شدند که دائما" نفت تولید و انباشته شود نفته9ا پس از تولید در گروه بنگستان قرار می گرفتند و پس از آنکه سنگ پوشهای پابده و گورپی در اثر گسلش بریده شدند نفت به سازند آسماری مهاجرت نموده است.

به طور کلی نفت موجود در فرو افتادگی دزفول را می توان در دو خانواده طبقه بندی نمود، خانواده اول نفت موجود در شمال شرقی فروافتادگی دزفول می باشد و از این نمونه می توان به نفت آسماری میدان پرسیاه که دارای درجه API بالاتر، سولفور کمتر ونسبت وانادیم به نیکل کمتردر مقایسه با خانواده دوم است، اما خانواده دوم عبارت است از نفت میدانهای اصلی مانند اهواز، مارون و آغاجاری که دارای API کمتر، سولفور ونسبت وانادیم به نیکل بیشتر است، در این میادین نفت بنگستان نسبت به نفت آسماری API کمتر و سولفور بیشتر دارد، در هر صورت بدون در نظر گرفتن دیگر تفاوت ها، ایزوتوپ های پایدار سولفور و کربن به وضوح وجود دو خانواده ترکیبی ترکیب در نفت فروافتادگی دزفول را نشان می دهد. خانواده سومی نیز در میدان های پارسی ، کرنج و مسجد سلیمان وجود دارد که مخلوطی از دو خانواده ذکر شده می باشد.شناختی که از سنگ های منشاء و انتشار آن ها داریم موجب توجه خاص به دو سازند کژدمی و پابده می گردد. و سازندهای چون گدوان و گورپی در درجه دوم اهمیت قرار می گیرند که گاهی در نفت زائی مشارکت داشته اند، سازندهایی مانند سرگلو قبل از شکل گیری نفت گیرها در فرو افتادگی دزفول محتملا به تکوین رسیده و تخلیه گردیده اند. سازند پابده برای نفتهای شمال شرقی فروافتادگی دزفول نقش با اهمیتی داشته است.سازند گورپی و سورگاه با توجه به نوع کروژن و ضخامت نمی توانند سنگ منشاء موٌثر قلمداد گردند.

سنگهای مخازن شناخته شده دنیا بیشتر مشتمل بر ماسه سنگ ها و کربنات است و مخازن نفتی ایران اکثر کربناتی هستند و مخازنی با سنگ شناسی مختلط شامل ماسه و سنگ ها و کربن ها دیده می شوند مانند سازند آسماری در میدانهای اهواز و مارون و همچنین در شمال بندرعباس در میدان گازی سرخون کنگولومرای قاعده سازند رازک گاز خیز است. تمام نفت های کشف شده در زاگرس در نفت گیرهای تاقدیسی تجمع یافته اند و اگر سخنی از نفت گیرها ی گسلی به میان آید باز هم گسل های مرتبط با تاقدیس ها است. هرچه از تراست زاگرس به طرف جنوب پیش برویم چین ها جوانتر می گردند.

سیستم نفتی ناحیه فارس:

در ناحیه فارس سنگهای منشاء فروافتادگی دزفول دارای توان نفت زایی قابل توجهی نیستند ونمی توانند نفت زیادی تولید کرده باشند وازآنجا که در اکثر تاقدیس ها ، پوش سنگ گچساران وجود ندارد یا دارای خواص پوش سنگی نیست سازند آسماری نمی تواند سنگ مخزن باشد.

در ناحیه فارس سنگ منشاء شناخته شده ، شیل های سیلورین هستند که اخیراً به نام سازند سر چاهان معرفی شده است.گازهای گروه دهرم از این رسوبات که در اکثر مناطق خاورمیانه به عنوان سنگ منشاء شناخته شده اند نشئت گرفته اند. مطالعات انجام شده روی این شیل ها در ناحیه فارس ،این شیل ها را سنگ منشاء ذخایرعظیم گازی گروه دهرم معرفی کرده است.

سازندکنگان با سن تریاس پایینی از کربنات و شیل های نازک لایه غنی از ماده آلی شکل گرفته است که پتانسیل زایش هیدرو کربور را دارند.این لایه های غنی از ماده آلی همراه با لایه های دولومیتی وکربناته هستند که در ناحیه ی خلیج فارس سنگ مخزن منابع گازی را تشکیل می دهند.

از اوایل مزوزوئیک شرایط پلت فرمی در ناحیه ی فارس حاکم بوده و موجب نهشته شدن روسوبات فقیر از ماده ی آلی شده است. سنگ های منشاء فروافتادگی دزفول به علت تغییرات لیتوفاسیسی در ناحیه فارس پتانسیل زایش هیدروکربور را ندارد مانند آهک های سورمه و سروک. همچنین سازند های شیلی کژدمی و گورپی، طوریکه این سازندها کم ضخامت هستند و در محیط اکسیدان نهشته شده اند و حتی در صورت داشتن موادآلی این سازندها عمدتاً به پختگی لازم برای زایش هیدرو کربور نرسیده اند.

درکل سیستم نفتی ناحیه فارس ویژگی متفاوتی با فرو افتادگی دزفول دارد،که به صورت تدریجی به یکدیگر تبدیل می شوند . خصوصیات سنگ های منشاء در ناحیه ی فارس به گونه ای است که منابع عظیم هیدروکربوی مایع همانند فروافتادگی دزفول در این منطقه دیده نمی شود ولی از لحاظ منابع گاز این منطقه دارای اهمیت بسیاراست به طوری که سازندهای گروه دهرم وما قبل آن در این ناحیه دارای منابع عظیم گازی هستند.

سازندهای زاگرس:

شیل های سیلورین

مطالعات انجام شده نشان می دهند رسوبات پالئوزوئیک زاگرس ازنظر مواد آلی فقیر هستند. تنها سنگ شناخته شده در رسوبات پالئوزوئیک زاگرس سازند سر چاهان می باشد(شکل2ـ1). این شیل های سیلیتی سیاه رنگ بر اساس گراپتولیت ها به سیلورین نسبت داده شده اند . در کوه گهکم بیش از 100متر از این شیل ها دارای کروژن نوع II و مقدار کل کربن آلی (TOC ) آن 1 تا 5/4 درصد وزنی است . بازسازی ساختار در کوه گهکم نشان می دهند سازند سرچاهان قبل از پلیوسن ، پیش از فاز کوه زائی زاگرس دست کم 6000 متر تد فین شده است(Bordenave and Burwood 1990).

مطالعات میکروسکوپی پختگی مشابه مواد آلی در شیل های سازند گرو و شیل های سیلورین کوه گهکم را نشان می دهد . این پدیده چنین تفسیر شده است که گرادیان حرارتی در لرستان بیشتر از ناحیه فارس است (Ala 1980). شیل های سیلورین در تولید گازهای فراوان موجود در گروه دهرم وگروه کازرون در ایران، قطر وابوظبی نقش داشته اند Bordenave and Burwood 1990)).

ماسه سنگ های دونین و پرمین سازند فرقان دارای مواد آلی بسیار ناچیزی هستند و از لحاظ سنگ منشاء فاقد ارزش هستند.

سازند کربناتی دالان تبخیر (پرمین):

از نظر سنی قدیمی ترین سنگ مخزن شناخته شده در زاگرس سازند کربناتی دالان متعلق به پرمین است . سازند کربناتی دالان در یک محیط کم عمق ساحلی تاسابخائی نهشته شده است این رخساره تا نواحی شمالی چون کوه دینار تداوم داشته و در این محل با کاهش ضخامت به آهک های ردیفی تبدیل شده است ( Szabo and kheradpir 1978). آهک های سازند دالان سیاه رنگ هستند و زمانی که آنها را بشکنیم بوی نفت می دهند لذا عده ای تصور می کردند این آهک ها سنگ منشاء هستند. اما مطالعات نشان می دهد که حاوی مقدار کمی مواد آلی هستند و نتایج حاصله مبین آن است که مواد آلی موجود در این سازند به علت عمق تدفین و زمان زمین شناسی در معرض حرارت های بالا قرار گرفته اند (مطیعی 1374) و در هر صورت آهک های دالان و کنگان سنگ منشاء شناخته شده در ایران نیستند .

محیط کم عمق ساحلی موجب تخلخل زیادی بوده است اما تحت تاثیر عوامل دیاژنتیکی تغییرات زیادی در سیستم تخلخل پدید آمده است در عین حال حرکات رو به بالای ناحیه ای ومحلی در پلتفرم فارس و مناطق نزدیک به آن مانع تاثیر وزن طبقات فوقانی روی طبقات زیرین شده در نتیجه تخلخل اولیه تا حدودی حفظ شده است همین حرکات مانع عمق تدفین زیاد سنگ منشاء سیلورین در این نواحی شده است .

بخش تبخیری نار (پرمین):

این بخش درون سازند دالان دیده می شود و شامل انیدریت های ضخیم لایه در تناوب با االیت های دولومیتی است ( Szabo and kheradpir 1978). این بخش گاهی موجب تفکیک مخزن دهرم می گردد به این معنی که در پاره ای از میدان ها مانند پارس بخش نار مخزن کنگان ودالان بالائی را از دالان پائینی و فرقان جدا می کند . این تفکیک بر اساس اختلاف فشار وتفاوت در عمق سطوح سیالات مخزن تعریف می شود (مطیعی 1374) .

نکاتی پیرامون سنگ های منشاء مزوزوئیک:

شرایط پلتفرمی که در فارس از مزوزوئیک شروع شده موجب شده است که رسوبات بر جای گذاشته شده در این منطقه از نظر ووجود مواد آلی ضعیف باشند واین حقیقت برای آهک های سورمه ورسوبات کرتاسه Bordenave and Burwood 1990)).

از سازند های ژوراسیک در فروافتادگی دزفول اطلاعات مستقیم زیادی بجز در چند مورد در اختیار نیست که دلیل آن عدم وجود رخنمون وعدم حفاری آنها به عمق تدفین زیاد است و آنچه در این مورد قابل توجه است سازند سر گلو است که هم در فرو افتادگی دزفول وهم در لرستان وجود دارد ولی از سایر سازندها ی ژوراسیک در لرستان وجود دارد ولی از سایر سازند های ژوراسیک در لرستان و شمال شرقی عراق گزارشی دلالت بر سنگ منشاء بودن وجود ندارد . سازند های کربناتی کنگان وخانه کت و سازند دشتک (تریاس)

رسوبات تریاس به طور کلی با دو رخساره در زاگرس مشخص می گردند ( Szabo and kheradpir 1978).

رخساره کربناته ـ تبخیری (سازندهای کنگان و دشتک) در فارس و خلیج فارس

رخساره کربناتی (سازند خانه کت) در ارتفاعات زاگرس

رسوبات سازند کنگان متعلق به ناحیه کم عمق و پر انرژی است واز تخلخل اولیه بالائی برخوردار بوده است که تحت تاثیر عوامل دیاژنتیکی تغییرات زیادی در سیستم تخلخل این سازند پدید آمده است . هم اکنون سنگ های االیتیک وپلتی سازند کنگان از جمله سازندهای دالان و کنگان انفصال هیدرولیکی وجود ندارند و این دو اغلب یک مخزن را تشکیل می دهند که تحت عنوان دهرم شناخته می شود و در فارس، لرستان و خلیج فارس تنها گاز از ان ها به دست آمده است و در مخازن عظیم گازهای ناحیه فارس سنگ مخزن هستند مانند میدان های دالان ، کنگان و پارس جنوبی (مطیعی 1374) .

سازند تبخیری دشتک در محیط سابخائی نهشته شده است ضخامت دشتک در فارس به 810 متر می رسد وبه سوی جنوب خلیج فارس به صورت ناحیه ای کاهش می یابد . بخش شیلی آغاز از سازند دشتک در تمام زاگرس گسترش دارد و به عنوان لایه شاخص شناخته می شود ( Szabo and kheradpir 1978).

سازند دشتک دارای نقش پوش سنگ است و عملکرد پوش سنگی آن در میدان های عظیم گازی فارس و خلیج فارس به اثبات رسیده است ، هر چند در لایه های متخلخل قاعده ی این سازند مقداری گاز به دست آمده است خصوصیت پوشش سنگی این سازند در فروافتادگی دزفول هنوز اثبات نشده است ولی در لرستان دشتک کم و بیش خصوصیات چینه شناسی شبیه فارس دارد و در میدان گازی سمند نقش پوش سنگی دارد (مطیعی 1374) .

سازند ژوراسیک :

رسوبات ژوراسیک جنوب غرب ایران با دو رخساره متفاوت مشخص می گردند ( Setudehnia 1978 ) : در ناحیه فارس و جنوب فروافتادگی دزفول روسوبات لیاس به نهشته شدن شیل های سیلتی ، آهک و دولومیت های سازند تبریز شروع شده است این رسوبات به ناحیه کم عمق و به پهنه کشندی نسبت داده می شود . سپس آهک های سورمه در طی ژوراسیک میانی تا بالائی نهشته شده است . در اواخر ژوراسیک شرایط آب وهوائی خشکی که بر عربستان حاکم بوده به مناطق فارس نیز کشیده شده و موجب نهشته شدن رسوبات گسترده تبخیری انیدریت سابخائی هیث در تمام مناطق خلیج فارس و مناطق خلیج فارس و میانی فارس نهشته شده است .

در لرستان و نواحی شمالی فروافتادگی دزفول رسوبات لیاس با دولومیت شروع شده و در پی آن رسوبات شیلی و اهکهای نازک لایه سازند سر گلو با منشاء دریائی عمیق نهشته شده است .

سازند سر گلو:

در پی شرایط اقلیمی خشک که در تریاس موجب شکل گیری سازند دشتک شده است یک حوضه عمیق در ژوراسیک پیشین از شمال شرقی عراق تا لرستان بوجود آمده است که در تمامی مزوزوئیک وجود داشته است . در طی ژوراسیک میانی شرایط غیر اکسیدان در لرستان و تداوم آن در فرو افتادگی دزفول حاکم گردیده که حاصل آن روسوب گذاری سازند سر گلو می باشد . در لرستان ضخامت آن 200 متر است و شامل شیل های سیاه رنگ متورق می باشد . این سازند از نظر مواد آلی بسیار غنی بوده و مقدار TOC ان بین 5 و1 متغییر است . این سازند در شمال و شمال شرقی فروافتادگی دزفول دیده می شود (Bordenave and Burwood 1990).

بر اساس شواهد موجود سازند سر گلو می تواند یک سنگ منشاء خوب باشد اما دست کم در لرستان و شمال فروافتادگی دزفول نمی تواند یک سنگ منشاء موثر باشد ، زیرا غالباً لایه های ضخیم تبخیری آن را از مخازن خوب جدا می کند (Bordenave and Burwood 1990)

سازند کربناتی سورمه:

سنگ شناسی این سارند شامل آهک ، دولومیت و آهک های رسی می باشد . سارند سورمه در بعضی از میدان های نفتی نظیر میدان های خارک و بوشهر ربه عنوان سنگ مخزن شناخته می شود (مطیعی 1374) .

سازندهای تبخیری هیث و گوتنیا (ژوراسیک):

در طی ژوراسیک منطقه وسیعی از خلیج فارس و عربستان در زیر دریای کم عمق تا سابخائی پوشیده بوده است در عربستان حاصل چنین شرایطی رسوب گذاری پکستون ها و گرینستون های سازند عرب است که مخازن نفتی بسیار غنی جهان را تشکیل می دهد و در پایان به سازند هیث ختم می شود . در گستره ی فارس تا فرو افتادگی کرکوک محیط دریائی مسدود حاکم بوده و سازندهای تبخیری هیث و گوتینا حاصل روسوب گذاری در این محیط می باشد . سازند تبخیری هیث نقش پوش سنگ را برای مخازن سازند عرب دارد (مطیعی 1374) .

سازندهای گرو ، فهلیان و داریان (کرتاسه پائینی):

در اواخر ژوراسیک پیشروی عمومی ترافی ( Trough) را به وجود آورده که حدوداً از حوالی خارک به سمت شمال غربی ادامه داشته است . قسمت عمیق حوضه در شمال غربی حوضه شامل لرستان و فروافتادگی کرکوک بوده است و رسوبات عمیق سازند گرو در آن نهشته شده است درحالی که در جنوب شرقی شرایط محیط کم عمقی حاکم بوده و سازند فهلیان و داریان نهشته شده اند . در جنوب غرب ایران مخازن نفتی متعددی در سازندهای فهلیان ، گدوان ( بخش آهکی خلیج ) و داریان کشف شده است ( مطیعی 1374 ) .

سازند گرو:

درلرستان پس از رسوب گذاری سازند گوتینیا با ضخامت زیاد از ابتدای کرتاسه شرایط محیط رسوبی احیائی و عمیق حاکم گردیده که حاصل آن رسوب گذاری بیش از 2000 متر شیل های سیاه رنگ و آهک های رسی متورق و به شدت بیتومینه سازند گرو از والانژینین تا اپتین و حتی کنیاسین در حوالی محور حداکثر فرو نشست حوضه رسوبی می باشد (Bordenave and Burwood 1990 ). در کبیر کوه لرستان شیل های این سازند رادیواکتیویته بالائی را نشان می دهند . مقدارTOC در این سازند بین 2 تا 9 درصد و در آهک های رسی بین 1تا 2 درصد است .

بررسی کروژن ها نشان می دهد که شیل های این سازند به پختگی زایش نفت رسیده اند . سازند گرو به سمت شمال شرق فروافتادگی دزفول ، مسجد سلیمان و گچ ساران گسترده شده است . در اواخر نئوکومین تا اوایل آپتین تا شمال فارس نیز کشیده شده است که در انجا به عنوان سازند گدوان شناخته می شود و به صورت محلی غنی از ماده آلی است (Bordenave and Burwood 1990). مواد این سازند منشاء دریائی دارند .

نکاتی پیرامون مخازن گروه خامی:

گروه خامی عمیق ترین مخازن جنوب غرب ایران و در ضمن قدیمی ترین سنگ های مخزن فروافتادگی دزفول به شمار می آیند چه در این ناحیه گروه دهرم تا کنون حفاری نشده و در نواحی فارس و لرستان که گروه دهرم حفاری شده تنها گاز به دست آمده است .

گروه خامی به دو دسته تقسیم می گردد:

1. خامی پائینی شامل سازندهای هیث و سورمه

2. خامی بالائی شامل سازندهای فهلیان، داریان و گدوان

اکثر مخازن گروه خامی حاوی هیدروکربورهای سبک به صورت گاز و معدودی از آن ها دارای نفت می باشند . به طور کلی مخازن نفتی گروه خامی به استثنای میدان گچ ساران زیر اشباء هستند . مخازن خامی دارای تخلخل کم (بین 6 تا 7 درصد) شکستگی طبیعی کم ، ناهمگن و از نظر حجم کوچک می باشند و لذا ضریب بازیافت این مخازن اندک است .

سازند شیلی ، آهکی گدوان (کرتاسه پائینی)

این سازند در محیطی کم اکسیژن(Euxinic) نهشته شده و شامل تناوب های شیل و آهک است . مطالعات نشان می دهد که این سازند از نظر وجود مواد آلی ضعیف است ولی گاهی به صورت محلی و محدود از نظر مواد آلی غنی می گردد . این سازند در شمال ناحیه فارس دیده می شود (Bordenave and Burwood 1990 ). در بخش زاگرس مرتفع این سازند دارای پتانسیل نفت زائی است .

سازند شیلی کژدمی (آلبین):

این سازند در طی آلبین در یک حوضه آرام و عمیق و گسترده در فروافتادگی دزفول و شمال خلیج فارس نهشته شده وشامل بیش از 300 متر شیل و مارنهای بیتومین دار و آهک های شدیداً رسی در میانه حوضه که در شمال میدان رگه سفید واقع است ، می باشد . این سازند دارای کروژن نوع II است و تا 11 درصد مواد آلی دارد (Bordenave and Burwood 1990 ).

سازند کژدمی به طرف ‏‏‎‎لرستان تغییر رخساره داده و به سازندهای داریان و گرو تبدیل شده است . این سازند به سوی جنوب عراق ،کویت و بخشی از شمال خلیج فارس تغییر رخساره داده و به سازند ماسه سنگی نهر عمر و بورگان تبدیل می شوند . مهمترین میدان های نفتی زاگرس (در فروافتادگی دزفول ) مانند اهواز ، مارون، گچ ساران و بی بی حکیمه در ناحیه ای واقع هستند که سازند کژدمی دارای حداکثر ضخامت و غنی از مواد آلی است (شکل 23) (Bordenave and Burwood 1990 ).

کژدمی مهمترین سنگ منشاء برای مخازن آسماری به شمار می آید . این سازند در ناحیه فارس از نظر مواد آلی فقیر می باشد و در منطقه لرستان نهشته نشده است . در نتیجه سازند کژدمی در ناحیه فارس و لرستان سنگ منشاء محسوب نمی شود(Bordenave and Burwood 1990 ).

سازند آهکی سروک (آلبین ـ تورنین):

در فروافتادگی دزفول و اغلب نقاط فارس سازندهای سروک و ایلام روی هم رفته یک واحد کم عمق را تشکیل می دهند که جدا سازی آن ها مشکل است . در ناحیه بینک روی سروک شیل لافان و در رارخوین نیز سروک با یک واحد شیلی از ایلام جدا می گردد . دخائزر نفتی متعددی در سازند سروک در فروافتادگی دزفول و لرستان کشف و مورد بهره برداری قرار گرفته است . ولی در فارس سازند سروک کمترنفت خیز است . انواع تخلخل در سازند سروک دیده می شود ولی تخلخل انحلالی و شکستگی های نقش عمده ای در کیفیت سنگ مخزن به عهده دارند ، با وجود این شکستگی های سروک به مراتب از آسماری کمتر است(مطیعی 1374) .

سازند شیلی سورگاه وبخش شیلی لافان :

درلرستان سازند سروک به وسیله شیل های خاکستری رنگ و غالباً آهن دار سازند سورگاه از سازند ایلام جدا می شود . این شیل ها بین 4/0 تا 8/0 درصد مواد آلی دارند لذا برای سنگ منشاء بودن ضعیف هستند (Khosravi 1987) .

در فارس ساحلی سازند سروک به وسیله ردیف شیلی مازنی به نام لافان از سازند ایلام جدا می شود مقدار مواد آلی در شیل های لافان کمتر از

3/0 درصد می باشد . به سوی نواحی شمال فارس و به سوی کوی میش کوه فهلیان ، سازند ایلام و بخش لافان دیده نمی شود(Khosravi 1987)

سازندآهکی ایلام ـ کرتاسه بالائی (کنیاسین ـ کامپانین)

سازند ایلام به عنوان قسمتی از مخزن بنگستان در نظر گرفته می شود و از آنجا که قسمتی از قاعده این سازند در محیط ساحلی و ساحلی رودیستی شکل گرفته ، از تخلخل بالائی برخوردار است چنان که در میدان های اهواز، آب تیمور و منصوری دیده می شود گاهی نیز سازند ایلام در دامنه بلندی های قدیمی که در آن زمان به صورت جزایری وجود داشته رسوب کرده است . سازند ایلام دارای دو رخساره می باشد .

رخساره ناحیه عمیق در ناحیه لرستان و رخساره ناحیه کم عمق در فروافتادگی دزفول و فارس هشاهده می شود(Setudehnia 1978 )

نکاتی پیرامون مخازن بنگستان:

پس از سازند آسماری سازندهای گروه بنگستان (شامل کژدمی ، سروک ، سورگاه و ایلام ) دومین افق تولیدی جنوب غربی ایران به حساب

می آید . هنگامی که سازند های ایلام و سروک غیر قابل تفکیک هستند مانند فروافتادگی دزفول و یا در صورتیکه با وجود قابل تفکیک بودن دارای سطح سیالات مشترک باشند مخازن ایلام وسروک مخزن بنگستان نامیده می شوند .

به طور کلی تخلخل و تراوئی آژندی و سایرخواص سنگ شناسی و سیالات مخزن در بنگستان به مراتب ضعیف تر از آسماری می باشد و گسترش شکستگی های طبیعی که اثر غیر قابل انکاری در تولید دارند، در بنگستان دچار نقصان است . گاهی سازند سروک از بهره دهی خوبی برخوردار است واین نیز به علت تجمع محلی خرده های رودیستی است که دارای بخلخل خوب و تروائی مناسب می باشد مانند بعضی از چاه ها سرکان و کیلورکریم ، به علت وجود لایه های شیلی متراکم و فاقد تروائی موجب عدم تداوم عمودی (نسبت به سطح لایه ) خواص مخزنی شده و مخزن سروک به صورت چند مخزنی عمل می نماید .

در بسیاری از میدان های فروافتادگی دزفول مخازن آسماری و بنگستان از طریق سیستم شکستگی ها توسعه یافته در سازند های گورپی وپابده در ارتباط می باشند .

سازندهای شیلی گورپی :

شیل ها و مارن های سازند گورپی به صورت پیش روی بر آهک های گروه بنگستان واقع می شوند . سازند گورپی دارای مواد آلی کم (5/0تا 5/1درصد ) می باشد به جز در شمال فارس و شمال شرق دزفول که در این دو منطقه فرونشست کمی بیشتر بوده است . در منطقه مارون سازند گورپی دارای 100 متر مارن های بیتومینه است . گسترش و ضخامت لایه های غنی از موادآلی سازند گورپی نشان دهنده منشاء بودن محدود این سازند برای میدان های اصلی می باشد(Bordenave and Burwood 1990 ).

سازند شیلی پابده (پالئوسن و ائوسن):

در اواخر کرتاسه بالا آمدگی عمومی ناحیه موجب یکنواختی و تسطیح حوضه رسوبی گشته . ایبته به استثنای مناطقی در لرستان که رسوب گذاری به صورت پیوسته از کرتاسه فوقانی تا ائوسن ادامه داشته است ( سازند امیران) . رسوب گذاری در ترشیری با نهشته شدن رسوبات عمیق آغاز می گردد. در این زمان پیشروی سریع تمام پشته ها و بر جستگی ها تا سپر حجاز می پوشانده است . در مناطق کم عمق (مانند پلاتفرم فارس) ، رسوب گذاری همراه با فرونشست ،سک ردیف ضخیم کربناته را به جای گذاشته است که سازند جهرم بدین شکل به وجود آمده است . درمناطق عمیق رسوبات پلاژیک پابده با ضخامت کمتر نهشته شده .

این سازند از رسوبات شیلی همراه به آهک های نازک لایه تشکیل شده است . گستره سازند پابده شامل فارس تا عراق می گردد و در محیط های رسوبی مختلفی نهشته گردیده . در فارس شامل محیط پلا تفرمی و تبخیری بوده و در فروافتادگی دزفول محیط پلاتفرمی و احیاء و مناسب برای سنگ منشاء به طوری که در میدان های رگه سفید و بی بی حکیمه حدود200 متر سازند پابده دارای پتانسیل عالی سنگ منشاء می باشد (Bordenave and Burwood 1990 ).

در شمال فارس در چند مقطع مارن های خاکستری تیره سازند پابده مورد بررسی قرار گرفته است . این مارن ها دارای 3تا 5/5 درصد TOC با کروژن جلبکی و مقداری مواد آلی تخریبی می باشد و فسیل های بنتیک در آن دیده نمی شوند که می تواند حاصل شرایط Anoxic باشد .

سازند پابده از نظر سنگ منشاء‌ بودن در زاگرس نابالغ به حساب می آید و در خوزستان نگاره های CT/E و CR/CT دارای رابطه خطی ومقدار نسبت CR/CT نیز بالا است . در ناحیه فارس سازندهای جوانتر از پابده به عنوان سنگ منشاء شناخته نمی شوند .

دوسازند پابده و گورپی به ندرت به صورت پوش سنگ راسی و اصلی عمل کرده اند و تنها در میدان های شوروم ، سروستان وویزنهار به عنوان پوش سنگ اصلی در نظر گرفته شده اند . نقش پوش سنگ فرعی این دو سازند در میدان های اهواز، مارون و... دیده می شود . در میدان هائی که ارتباط هیدرولیکی بین‌‌ آسماری و گروه بنگستان بر قراراست این نقش دارای اهمیت چندانی نیست مانند میدان های آغاجاری و پازنان (مطیعی 1374) .

مخازن هیدروکربوری متعددی در رسوبات پالئسون و ائوسن کنوب غرب ایران (سازند پابده وجهرم) تاکنون کشف گردیده است . مثلا ً در زبانه ای در پابده در میدان قلعه نار مقدار قابل ملاحظه ای گاز کشف گردیده است (مطیعی 1374)

سازند جهرم :

سازند جهرم با ضخامتی حدود 450 متر شامل آهک دولومیت می باشد و تفکیک آن از سازند آسماری فقط به وسیله فسیل امکان پذیر است . این سازند در میدان گازی سرخون واقع در شمال بندر عباس دارای لایه های شیلی در جوار لایه های دولومیتی می باشد که لایه های مختلف مخزنی پوش سنگی را موجب وبتبع آن ظهورمحدوده های گسترده تولیدی شده است و در میدان نرگسی سازند جهرم توان تولید بیش از ده هزار بشکه در روز را نشان داده است ( مطیعی 1374) .

سازند آسماری (الیگوسن و میوسن):

سازند آسماری با ضخامتی حدود 400 متر شامل آهک ،‌ دولومیت و لایه های شیل می باشد و در غرب و جنوب غرب فرو افتادگی دزفول شامل ماسه سنگ های بخش ماسه سنگی اهواز است . در بعضی از میدان ها ماسه سنگ بیش از نیمی از ستون سنگ شناسی را تشکیل می دهد . سازند آسماری کم عمق ترین افق تولید نفت درجنوب غرب ایران محسوب می شود و در اکثر میدان های نفت خیز می باشد . سازند آسماری خارج از فرواتادگی دزفول ، لرستان و فارس رخنمون دارد و بعضی از نواحی مانند فارس آسماری نازک شده و بر روی سازند جهرم قرار می گیرند (مطیعی 1374) . مهم ترین کیفیت مخازن سازند آسماری وجود سیستم شکستگی های توسعه یافته در آن است که تراوائی بسیار خوب آن گردیده است . تقریبا ً سه چهارم نفت در جای شناخته شده در جنوب غرب ایران در مخازن آسماری انباشته شده است (مطیعی 1374) .

فسیل های فرامینوفرهای آسماری اساسی برای تقسیم بندی آسماری به : آسماری پائینی ، میانی و بالائی است . پوسته های فسیل این ارگانیسم های پلانکتون در سازند آسماری فراوان است رخساره ریفی در سازند آسماری دیده نمی شود .

قبل از نهشته شدن رسوبات الیگوسن یک فاز تراکمی زاگرس را تحت تائثر قرار داده به طوری که تمام سواحل جنوب غربی و جنوبی از آب خارج و تحت فرسایش قرار گرفته اند در عین حال یک تراف باریک در جنوب غرب ایران شکل گرفته است که رسوبات الیگوسن در آن نهشته شده اند پس از یک پیشروی اولیه در این تراف یک پسروی عمومی بوقوع پیوسته است که تا امروز ادامه دارد (مطیعی 1374) .

در طی الیگوسن در میانه آن تراف عمیق شیل های قسمت بالائی سازند پابده رسوب می شدند در حالی که در دامنه شمالی تراف متصل به ساحل رسوبات کربناته آسماری گاهی به صورت بین لایه ای با سازند پابده و زمانی به صورت آهک های یک دست رسوب کرده اند در همین زمان سواحل جنوب وجنوب غربی ( سواحل شمال شرقی پلیت غربی ) که رمان ائوسن بالا آمده بودند و تحت فرسایش قرار گرفته بودند نفوذ ماسه ها از آن راستا واقع می شوند با شروع میو سن پیشین تمام ناحیه در زیر یک کم عمق سابخائی قرار می گیرد که رسوبات کربناته آسماری پائینی حاصل آن است در حالی که این حوضه در شمال فروافتادگی دزفول ولرستان وعراق به حوضه تبخیری کلهر و ذیبان در جنوب خلیج فارس و در تنگه هرمز به حوضه تبخیری گچ ساران تبدیل می شده است . آسماری بالائی در محیطی کم عمق وپر انرژی تا سابخائی نهشته شده است . در طی رسوب گذاری آسماری میانی و بالائی نفوذ ماسه ها از سوی سپر عربی به سوی میانه حوضه متناوبا ً تداوم داشته است .

شکستگی ها و دولومیتی شدن در بعضی از میدان ها تنها تخلخل های مخزن هستند ضخامت زون تولیدی آسماری 25 % با 75 % ضخامت سازند آسماری می باشد . اینتروال های غیر تولیدی قسمت هائی هستند که دارای بخلخل کمتر از 5 % و تراوائی کمتر از 1 میلی دارسی هستند . اینتروال های تولیدی دارای تخلخل 5 % تا 25 % و میانگین 12 % هستند . تراوائی ماتریکس کم است و به ندرت به 2 میلی متر دارسی می رسد . شکستگی ها باعث بالا رفتن تروائی به بیش از 5 دارسی می گردد . بیشتر زون های متخلخل وتراوا ، دولومیتی با تخلخل های بین کریستالی هستند .

سیستم شکستگی آسماری در کل دارای ارتباط خوبی هستند واختلاف فشار ایجاد شده در یک چاه فورا ً در مناطق مجاور گسترش می یابد به علاوه سیستم شکستگی ها اغلب مخازن آسماری را به مخرن بنگستان ارتباط می دهند در زون هائی که ارتباط برقرار است نفت ها دارای ترکیبی تقریتا ً ثابت هستند سیال های مخازن آسماری و بنگستان در نتیجه تولید از آسماری دارای حرکت هم آهمگی هستند .

حتی در زون های کم تخلخل آسماری ، شکستگی ها تولید چاه را تا 80000 (bbl / day ) بالا برده است .

نفت آسماری از نوع آسفالتی با APL 30 تا 38 است و در اغلب میدان های شمالی گراویتی بالاتری دارند اما به سمت جنوب غرب تجمعات کوچکتری دارای نفت های سنگین تر با گراویتی APL 20 هستند . مقدار سولفورمقادیر کم تر از 1 % تا 5/3 % می باشد .

حضور گاز در آسماری بی قاعده است بعضی از میدان ها ی دارای گاز به مقدار کم تا زیاد هستند در حالی که میدان های نزدیک به آنها دارای نفت غیر اشباء هستند .

ماسه سنگ اهواز یک ممبر گسترده در سازند آسماری است و در کویت ، جنوب شرقی عراق ، شمال خلیج فارس و اطراف شهر اهواز گسترش داد . دو Lobe دلتائی مجزا می توان در ممبر اهواز مشخص کرد . در میدان اهواز ممبر ماسه سنگی نصف ستون آسماری را تشکیل می دهد و به سمت شمال شرق و جنوب شرق با روند تندی نازک می شود .

بهترین زون های تولیدی ماسه سنگ اهواز در گوشه شمال شرق لب بزرگتر دلتائی قرار دارند که شامل میدان های : اهواز، مارون ، منصوری ، رامین و شادگان می گردد . شاهدی که دلالت بر ارتباط بین آسماری و ممبر ماسه سنگی اهواز با گروه بنگستان در این نواحی وجود ندارد . لب دلتائی کوچکتر ممبر ماسه سنگی اهواز در خلیج فارس در میدان های ابوذر ،‌ بهرگانسر و درود دارای نفت می باشد .

تخلخل ماسه سنگ اهواز از 9‌‌ %‌ تا 26 %‌ است که بهتر از واحد های کربناته آسماری با تخلخل عمده 12 %‌ 15 % می باشد . بخش ماسه سنگی اهواز دارای تراوائی 2 دارسی در میدان های اهواز، مارون ، منصوری ، رامین و شادگان است که در میدان اهواز به 15 دارسی می رسد . میانگین تراوائی در میدان اهواز 2/3 دارسی می باشد . کربنات های آسماری تراوائی بیشتری می توانند داشته باشند که حاصل شکستگی های کربنات ها است ماسه سنگ های اهواز دارای شکستگی نیستند .

منشاء تخلخل آژندی در سازند آسماری:

ازآنجا که اکثر مخازن نفتی بزرگ ایران در سازند آسماری است لذا در اینجا تخلخل آژندی در رسوبات کربناته آسماری مورد توجه قرار می گیرد .

در شکل یک محیط های رسوبی مختلف آسماری و سازند های زیرین و زبرین مقایسه گردیده اند . آسماری بالائی و میانی معرف محیط دریائی پهنه کشندی( جزر و مدی ) با چرخش و جریان محدود است . محیط روسوبی در پهنه وسیع گسترش حوضه آسماری ثابت نبوده و به صورت جانبی به محیط های کم عمق تر یا عمیق تر تبدیل می شده است مثلا ً آسماری میانی در میانه فروافتادگی دزفول متعلق به محیط کشندی است در حالی که همین واحد در لرستان متعلق محیط سابخائی یا سوپراتایدال است و یا آسماری بالائی در فروافتادگی دزفول متعلق به محیط کشندی است در حالی که در حوالی دهدز متعلق به محیط دریائی عمیق و کم انرژی است این تغییرات گاهی بسیار پر دامنه و وسیع و زمانی بسیار محدود است .

دولومیتی شدن و انحلال در تشکیل تخلخل ثانویه در سازند آسماری نقش موثری داشته اند منشاء دولومیت های سازند آسماری را طبق یک فرضیه به تکتونیک نسبت می دهند و بر اساس این فرضیه در نقاطی

از تاقدیس ها شدت دگر شکلی بیشتر است دولومیت ها بیشتر توسعه یافته اند در هر صورت شواهد موجود نشان می دهد درصد دولومیتی شدن در لولای چین های زیرمینی آسماری و یا در محل هائی که محور چین ها دارای چرخش می شوند بیشتر است . دولومیت های آسماری دارای بافت دانه شکری هستند . گاهی در بافت دانه شکری آسماری انحلال رخ داده است و حاصل آن پیدایش تخلخل حفره ای است این پدیده را این گونه توجیه می کنند که ابتدا جانشینی با کانی های قابل حلی مانند انیدریت و سلستیت صورت گرفته سپس در اثر انحلال این کانی ها تخلخل حفره ای به وجود آمده است . تراوائی زون های دولومیتی آسماری حدود یک میلی دارسی و تخلخل آن حدود 8 تا 12 درصد است .

آن قسمت از آسماری که در محیط پر انرژی تشکیل شده شامل پکستون ها و گرینستون ها بوده که تخلخل اولیه خوبی داشته اما فرایندهای دیاژنتیکی (سیمانی شدن ، انحلال و جاینشین شدن به همراه سیمانی شدن) موجب تغییرات وسیعی در این سازند گردیده است متداول ترین سیمان های شناخته شده در آسماری عبارتند از: کلسیت ، انیدریت و سلستیت .

آن قسمت از آسماری که در محیط کم انرژی نهشته شده اغلب دارای گل های آهکی است تخلخلی که بین ذرات ریز آهکی وجود دارد مانند شیل های تخلخل موثر شناخته نمی شود .

آن دسته از آهک های آسماری که به صورت کامل تبدیل به دولومیت نشده اند و مقداری از کلسیت های جانشین نشده که دچار انحلال شده باشند سنگ های خوب مخزن به شمار می آیند .

چاه های آسماری در جنوب غرب ایران به دبی زیاد مشهورند که تمامی این مقدار نمی تواند حاصل تخلخل آژندی باشد لذا قسمت مهمی از آن دبی را به شکستگی های طبیعی در آسماری نسبت می دهند .

ویژگی های مخازن جنوب غرب ایران:

بیشتر حفاری ها در زاگرس بر روی تاقدیس ها صورت گرفته است اما موقعیت تاقدیس های سازند گچ ساران با تاقدیس های سازند آسماری هم خوانی ندارند مشخص کردن بلندی های سازند بدین خاطر کمپانی های نفتی از نقشه های گراویمتری و مگنتیگ برای آسماری استفاده کرده اند ، که با موفقیت های کمی همراه بوده است .

درسال 1930 نقشه برداری سطحی لرزه ای برای مشخص کردن تاقدیس ها استفاده شده . ازآن زمان به بعد موفقیت حفاری افزایش یافت . میدان های بزرگ آسماری در امتداد کمربند چین خورده زاگرس قرار دارند . بسیاری از میدان های آسماری تاقدیس های نامتفاوتی هستند که یال جنوب غرب آن ها شیب بیشتری دارد . وزن تولیدی در آسماری 300 تا 500 متر ضخامت دارد .

معمولا ً مخرن آسماری به اندازه ضرفیت شان یا نقطه ریزش ( Spill) پر شده اند نقطه ریزش در انتهای جنوب شرق ساختار می باشد که به خاطر شیب به سمت شمال غرب است . اختلاف ارتفاع بین نقطه ریزش و راس بیشتر ساختارهای بزرگ این منطقه بین 1200تا 2100 متر می باشد .

میدان گچ ساران دارای ستون نفتی به ضخامت 1800 متر هستند ( فاصله بین سطح گاز/ نفت تا سطح نفت / آب ) میدان بی بی حکیمه در جنوب میدان گچ ساران دارای ستون نفت و گاز به ضخامت 1000 متر می باشد .

مخازن جنوب غربی ایران تاقدیس های طویلی در راستای شمال غربی ـ جنوب شرقی از سازند عمدتا ً آهکی آسماری هستند . این سازند دارای شکستگی های توسعه یافته است و در تمام جهان به این صفت مشهور می باشد . ضخامت آن بین 300 تا 500 متر شناخته شده و ارتقاع ستون هیدروکربوری در مخازن آن گاهی به 2000 متر می رسد تخلخل آژندی این سازند بدون در گرفتن بخش ماسه سنگی اهواز حدود 13 درصد می باشد که به صورت کلی ناچیز است ولی شکستگی ها نقش عمده ای در افزایش تخلخل و تروائی ایجاد کرده اند شکستگی ها از سطح به طرف قاعده آسماری و از ناحیه ستیغ تاقدیس ها به طرف یال ها کاهش می یابند ازطرفی شیل ها به طرف قاعده آسماری حضور بیشتری دارند و به همین دلیل تراوائی عمودی در آسماری بالائی و میانی بهتر است .

وجود شکستگی ها موجب بر قراری سیالات در سازند آسماری می گردد حجم کل ناشی از شکستگی ها تنها یک تا دو درصد تخلتل کل آژندی یک مخزن است .

سازند تبخیری گچ ساران (میسون):

سنگ شناسی کلی سازند گچ ساران مشتمل بر انیدریت ، نمک ، مارن های رنگارنگ ، آهک های نازک و شیل های بیتومین دار می باشد . این سازند از پائین به بالا به هفت بخش بقسیم شده است .

حوضه رسوبی کپه داغ:

حوضه رسوبی کپه داغ در شمال شرق ایران ، بخش وسیعی از ترکمنستان و شمال افغانستان واقع است . در هر سه کشور میدان های گازی عظیمی در این حوضه کشف شده است . طبقات رسوبی منطقه کپه داغ با ضخامتی بیش از 6000 هزار متر دارای لایه های مناسبی از سنگ های کربناته و ماسه سنگ های متخلخل برای ذخیره مواد نفتی می باشند لایه های ضخیم سنگ های شیلی در این منطقه می توانند به عنوان سنگ منشاء و سنگ پوش مناسب عمل کنند . در غرب ناحیه سرخس پیدایش لایه های تبخیری و انیدریت در تشکیلات شوریچه پوشش مناسبی برای سنگ مخرن مزدوران پدید می آورند این طبقات در غرب ناحیه سرخس ضخیم و قابل ملاحضه هستند .

سازند چمن بید ( ژوراسیک میانی ):

سازند چمن بید از سنگ آهک نازک لایه ریزبلور ، پیریت دار ، به رنگ خاکستری تیره و سیاه ، همراه با ورقه های شیل تیره رنگ تشکیل شده است . این سازند در بخش هائی دارای تناوبی از شیل . مارون و همچنین تناوبی از سنگ آهک و شیل می باشد . این سازند در ناحیه برش الگو (کوه قرخود) ضخامتی بیش از 1700 متر دارد .

سازند مزدوران ( ژوراسیک فوقانی ) :

این سازند سنگ مخزن اصلی میدان خان گیران است . سازند مزدوران از سنگ های کربناتی ضخیم لایه های مارن و شیل به صورت لایه های فرعی در آن دیده می شود . در شرق منطقه لایه های ضخیم سنگ دولومیت در سازند وجود دارد که دارای تخلخل قابل توجهی می باشد در شرقی ترین بخش منطقه در شرق دهکده گنبدلی ، در چاه های حفر شده در تاقدیسی به همین نام لایه های گچ د

حوضه های نفتی ایران

مطالب مشابه :

استخدام زمین شناسی

حوضه های نفتی ایران

استخدام در شرکت نفت

نفت و خواص ان

آماده به کار | زمین شناسی

ژئوفیزیک و روشهای آن: