مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوری مجله زمین شناسی نفت ایران 2251-8738 15 29 2026 8 22 The Impact of Diagenetic Processes on Reservoir Property Heterogeneity in the Upper Part of the Pabdeh Formation and the Lower Part of the Asmari Formation (Upper Eocene–Oligocene) within a Subsurface Section of the Marun Oil Field تأثیر فرآیندهای دیاژنزی بر ناهمگنی ویژگی¬های مخزنی بخش بالایی سازند¬ پابده و بخش زیرین سازند آسماری (ائوسن بالایی- الیگوسن) در یک برش تحت¬الارضی در میدان نفتی مارون 99 122 fa محمد گودرزی دانشجو دکتری زمین شناسی دانشگاه لرستان مصطفی صداقت نیا دانشگاه بوعلی همدان 2026 2 15 In this study, diagenetic processes and paragenetic sequences of the Late Eocene–Oligocene deposits were investigated in a subsurface section of the Marun oil field. The thickness of the studied interval in this well is 272.5 m, and to examine its diagenetic processes, 150 microscopic thin sections were analyzed. The dominant lithology of the upper part of the Pabdeh Formation is mainly calcareous shale and shale, whereas the basal part of the Asmari Formation consists of limestone, calcareous marl, and, to a lesser extent, sandstone. The age of the upper part of the Pabdeh Formation in this well is Late Eocene, while the age of the lower part of the Asmari Formation in the studied well is Oligocene (Rupelian, Chattian–Chattian). Based on previous studies, the boundary between the Pabdeh and Asmari formations has been defined as conformable and gradual. According to previous petrographic studies, six microfacies related to basin, outer ramp, middle ramp (distal and proximal parts), and inner ramp (patch reef and open lagoon) environments were identified. Petrographic analyses revealed several diagenetic processes, including micritization; neomorphism (both constructive and destructive); cementation (equant, isopachous fibrous rim, drusy, and blocky calcite cements); mechanical and chemical compaction; dissolution and porosity development (fabric-selective and non-fabric-selective); and replacement (pyritization and silicification). Based on petrographic evidence, the paragenetic sequence of the Asmari Formation deposits in this field was interpreted to have occurred in four diagenetic environments: marine, meteoric, burial, and uplift-related. Three diagenetic stages—early (eogenesis), middle (mesogenesis), and late diagenesis (telogenesis)—were identified in the studied interval. Micritization and cementation, particularly in mud-supported facies, led to the occlusion of interparticle pores and a reduction of primary porosity. Overburden-induced compaction further reduced porosity and limited reservoir quality. In contrast, dissolution and the generation of secondary fractures enhanced secondary porosity in both grain-supported and mud-supported facies, thereby improving reservoir quality. Consequently, the reservoir quality of the Asmari Formation is heterogeneous and strongly controlled by facies type and the intensity of diagenetic processes. در این پژوهش فرآیندهای دیاژنزی و توالیهای پاراژنتیکی نهشتههای ائوسن پسین- الیگوسن در یک برش زیرسطحی در میدان نفتی مارون مطالعه شده است. ستبرای محدوده مورد مطالعه در این چاه 5/272 متر بوده و جهت بررسی فرایندهای دیاژنتیکی آن، تعداد 150 مقطع نازک میکروسکوپی مورد مطالعه قرار گرفت. سنگشناسی غالب بخش بالایی سازند پابده عمدتا شیل آهکی و شیل بوده و سنگ شناسی قاعده سازند آسماری سنگ آهک، مارن آهکی و با مقدار کمتر ماسهسنگ میباشد. سن بخش بالایی سازند پابده در این چاه ائوسن پسین و سن بخش پایینی سازند سازند آسماری در چاه مورد مطالعه الیگوسن (روپلین، شاتین – شاتین) تعیین شده است. مرز سازندهای پابده و آسماری بر مبنای مطالعات قبلی بصورت پیوسته و تدریجی تعیین شده است. بر مبنای مطالعات پتروگرافی قبلی، تعداد شش ریز رخساره متعلق به محیطهای حوضه، رمپ خارجی، رمپ میانی(بخشهای دیستال و پروکسیمال) و رمپ درونی (ریف کومهای و لاگون باز) شناسایی گردید. مطالعات پتروگرافی منجر به شناسایی چندین فرآیند دیاژنزی مانند میکریتی شدن، نوریختی (افزایشی و کاهشی)، سیمانی شدن (سیمان هم محور، همضخامت فیبری دور تا دور دانه، هم بعد، بلوکی و  دروزی)، فشردگی (مکانیکی و شیمیایی)، انحلال و توسعه تخلخل (وابسته به فابریک و غیر وابسته به فابریک)، جانشینی (پیریتی شدن و سیلیسی شدن) گردید. براساس شواهد پتروگرافی، توالی پاراژنتیکی نهشتههای سازند آسماری در این میدان نفتی در چهار محیط دریایی، آب شیرین، تدفینی و بالاآمدگی تفسیر شده است. سه مرحله دیاژنزی یعنی دیاژنز اولیه (ائوژنز) ، دیاژنز میانی (مزوژنز) و دیاژنز نهایی (تلوژنز) برای نهشتههای مورد مطالعه تعیین شده است. میکریتی شدن و سیمانی&zwnj;شدن، به&zwnj;ویژه در رخساره&zwnj;های گلپشتیبان، موجب پرشدن فضای بین&zwnj;ذره&zwnj;ای و کاهش تخلخل اولیه شده است. فشردگیهای ناشی از فشار روباره باعث کاهش تخلخل شده و کیفیت مخزنی را بیشتر محدود کرده است. فرآیند انحلال و شکستگیهای ثانویه باعث ایجاد تخلخل ثانویه در رخساره&zwnj;های دانه پشتیبان و گل پشتیبان شده و کیفیت مخزنی را بهبود بخشیده است. بنابراین، کیفیت مخزنی سازند آسماری ناهمگن و وابسته به نوع رخساره و شدت فرآیندهای دیاژنزی است.

http://journal.ispg.ir/fa/Article/Download/53116