مطالعات اوليه مي­باشد که در اين مقاله پيشنهاد مي گردد.

مقدمه
کشور ما سابقه درخشاني در اکتشاف مخازن هيدروکربوري دارد. ايران اولين کشوري در خاورميانه است که به اکتشاف مخازن نفتي دست يافت (26 مي 1908 ميلادي) و در حال حاضر يکي از غني­ترين کشورهاي داراي مخازن هيدروکربوري در دنياست. تجربه اکتشاف بيش از يکصد ميدان نفتي و گازي در طول مدت يک قرن فعاليت اکتشافي، ايران را در ميان کشورهاي دنيا منحصر به فرد کرده است. تخمين­هاي مختلفي از ميزان مخازن نفت و گاز در خاورميانه گزارش شده است. حدود 46-40 درصد مخازن گازي و 65-60 درصد مخازن نفتي در اين منطقه تمرکز يافته است. بيش از 98 درصد اين مخازن در حوضه خليج فارس و کشورهاي مجاور آن (شمال شرق پليت عربي) واقع شده است (Beydoun, 1998). عمدتاً ميادين اين منطقه دارای بيش از يک افق­ مخزني مي باشند. ارزيابی دقيقي در مورد مقادير ذخاير هيدروکربوري ايران گزارش نشده است.
به لحاظ زمين­شناسي، دلايل متعددي براي گسترش ايالت­هاي نفتي و گازي وسيع در اين ناحيه (زاگرس) وجود دارد (Beydoun, 1998). برخي از اين دلايل مهم شامل:

1) وجود توالي­هاي سنگ منشأ متعدد با ابعاد وسيع (سيلورين، ژوراسيک،کرتاسه و ترشيري)
2) گسترش توالي­هاي کربناته و ماسه سنگي با کيفيت مخزني عالي
3) وجود سنگ پوش موثر با ابعاد ناحيه­اي
4) مجاور هم بودن سنگ منشأ، سنگ مخزن و سنگ پوش (تشکيل سيستم هيدروکربوري)
5) تنوع و فراواني ساختمانهاي با استعداد به دام انداختن هيدروکربور
6) تاريخچه پيوسته رسوبگذاري و تدفين بعدي در ابعاد بسيار وسيع
7) فعاليت تکتونيکي تخريب نکننده سيستم هيدروکربوري
مخازن موجود در سه نوع ساختار عمدتاً به تله افتاده­اند که شامل:

1) تاقديس­هاي بسيار وسيع و با شيب ملايم يا برجستگي­هاي ديرينه و بلوک­هاي گسله مربوط به پي سنگ با روند شمالي-جنوبي چون کمان قطر، 2) تاقديس­هاي کوچک و در کنار هم با روند شمال غربي-جنوب شرقي (روند ساختارهاي موجود در زاگرس)، 3) ساختارهاي تله­اي در ارتباط با تکتونيسم تبخيري­هاي هرمز (Pollastro, 2003).
اين سازنده­ها و فرآيندهاي زمين­شناسي بسيار مهم در کشورهاي همجوار عربي بخوبي مورد ارزيابي قرار گرفته است. اما با وجود سابقه زياد اکتشاف در ايران، بسياري از جنبه­هاي زمين­شناسي در ارتباط با اکتشاف و توليد مخازن هيدروکربوري همچنان ناشناخته باقي مانده است. براي درک بهتر سيستم­هاي هيدروکربوري کشور و شناسايي مناطق با پتانسيل هيدروکربوري بالا نياز ضروري به يکسري مطالعات اوليه است.

چالش­هاي ضروري آتي
در اين مجال فعاليت­هاي بالادستی لازم آتي در مورد اکتشاف و توليد مخازن هيدروکربوري در بخش زمين­شناسي حوضه زاگرس مورد بررسي قرار مي­گيرد. سيستم هيدروکربوري در واقع يک سيستم ديناميک هيدروکربوني است که در يک چارچوب زماني و مکاني زمين­شناسي محدود شده است. هر سيستم هيدروکربوري مانند تمامي سيستم­ها از سازنده­ها و فرآيندها تشکيل شده است. سازنده­هاي اصلي هر سيستم شامل چهار جز سنگ منشأ (سنگ مادر)، سنگ مخزن، سنگ پوش و سنگهاي روباره است. تشکيل، خروج (expulsion)، مهاجرت، به تله افتادن و حفظ هيدروکربور از اساسي­ترين فرآيندهاي موجود در يک سيستم هيدروکربوري است. اکتشاف و توليد مخازن هيدروکربوري رابطه مستقيمي با ميزان دانش ما نسبت به سيستم­هاي هيدروکربوري ناحيه مورد مطالعه دارد.
فراواني ساختمانهاي (تاقديس­هاي) داراي هيدروکربور موجب شد که مرحله اکتشافي در اين حوضه با موفقيت روبرو گردد. هنوز فعاليت­هاي اکتشافي در زاگرس بر اساس " تئوري يا مدل طاقديس " استوار است. بخش اعظم مخازن زاگرس با تکنيک­هاي قديمي (داده­هاي سطحي و برداشت­های لرزه­اي دو بعدي) در تله­هاي ساختماني صورت گرفته است درحالي که با وجود تغييرات رخساره­اي و تاريخچه پيچيده تحولي­، احتمال گسترش تله­هاي چينه­اي و کارستي نيز امکان پذير مي­باشد. براي اين منظور نياز مبرم به برداشت داده­هاي با تفکيک بالا و جديد لرزه­اي (3D) است.

تاکنون آناليز و مرور جامعي در مورد زمين ­شناسي هيدروکربوري مخازن زاگرس صورت نگرفته است. گرچه تلاش­هايي توسط برخي از محققين صورت گرفته استMotiei, 1995; Ghazban, 2007; Alsharhan)and (Nairn, 1997; Beydoun, 1991. در دهه اخير قريب به 50 ميدان جديد گازي و نفتي (از جمله بزرگترين مخزن نفتي ايران، آزادگان) اکتشاف يافته است که نيازمند بررسي و گزارش شدن دارند.
پروفيل­هاي لرزه ­اي در مقياس ناحيه­اي در بعد طولي و عرضي زاگرس بايد تهيه گردد اين چنين پروفيل­هايي بينش ما را در مورد عناصر ساختاري، توزيع توالي­هاي چينه­شناسي و ارتباط آنها بهتر مي­کند.
مراحل تحول تکتونيکي و عناصر ساختاري زاگرس توسط محققين مختلفي در مقياس ناحيه­اي بخوبي مورد ارزيابي قرار گرفته است Stocklin, 1968; Berberian and King, 1981; Alavi, 1994 & 2004) (Sepehr and Cosgrove, 2004; Bahroudi and Talbot, 2003.

پيچيدگي­هاي ساختاري از خليج فارس تا خط درز زاگرس افزايش مي­يابد. اما در مقياس منطقه­اي نياز به مطالعات جامعي احساس مي­گردد. اين بررسي­ها در رابطه با زمان تشکيل تله­هاي هيدروکربوري که يکي از مهمترين فرآيندهاي تشکيل دهنده سيستم هيدروکربوري است، اهميت ويژه­اي را ايفا مي­کند.

تبخيري­هاي هرمز در جنوب زاگرس (بويژه در شرق گسل کازرون) يکي از عوامل موثر در تشکيل تله­هاي هيدروکربوري بوده است. حدود 200 گنبد نمکي در اين حوضه شناخته شده است. برخي تخمين­ها نشان مي دهد که 60 درصد مخازن نفتي حوضه خليج فارس در ارتباط با حرکات دياپيري اين تبخيري­ها تشکيل شده اند. تکتونيسم نمک و ايجاد تله­هاي ساختماني (براي مثال ميدان پار شمالي و گردان) در زاگرس اين حوضه را به يکي از استثنايي­ترين حوضه­هاي رسوبي دنيا تبديل کرده است. ولي با وجود اين، هنوز اين توالي بسيار تأثيرگذار در زاگرس بخوبي شناسايي نشده استEdgell, 1996; O’Brien 1950, 1957; Ala, 1974; ) (Kent, 1958 & 1979 .

همچنين افق­هاي تبخيري زاگرس (بويژه دشتک و گچساران) اثر مهمي در گسستگي، ايجاد چينها و ساير ساختارهاي زاگرس داشته­اندSepehr et al., 2006; Sherkati et al., 2005; Davis and Engelder, ) (1985; Bahroudi and Koyi, 2003. هنوز خلأ مطالعاتي دقيقتر درمورد تأثير اين واحدها در توزيع و توسعه ميادين هيدروکربوري و تله­هاي هيدروکربوري در مقياس منطقه­اي مشهود مي­باشد.
تقسيم بندي زاگرس (چين خورده) طبق ايالت­هاي چينه شناسي و رخساره­اي عمدتاً بر اساس مطالعات جيمز و وايند (James and Wynd, 1965) بنا شده است که نياز اساسي به بازنگري مجدد و به روز شدن (توسط کميته چينه شناسي ايران) دارد. ضمناً اين تقسيم­بندي بيشتر در مورد توالي­هاي مزوزوئيک و سنوزوئيک بوده است.
طي شروع بسته شدن نئوتتيس (کرتاسه پسين تا پالئوژن) پيچيدگي روابط سازندها همزمان با دگرديسي زاگرس افزايش مي­يابد. تغييرات جانبي سازندهاي رسوبي در برخي قسمت­هاي زاگرس بسيار مبهم و نامشخص مي­باشد. برش الگوي برخي از سازندها و واحدهاي ليتواستراتيگرافي بايستي مورد ارزيابي دقيق گرفته و در برش­هاي رخنموني قابل دسترس مجدداً تعريف گردد. همچنين بعضي از سازندها بخوبي تعريف نشده­اند.
تهيه نقشه­هاي پراکندگي (رخساره­اي و هم­ضخامت) سازندهاي زاگرس در مقياس ناحيه­اي (جديد و به روز شده) يکي ديگر از اقدامات ضروري مي­باشد که بايستي به آن پرداخته شود (نظير Koop & Stoneley, (1982; Murris, 1980; Ziegler, 2001. اين مهم بويژه در مورد توالي­هاي قديمي­تر اهميت دو چندان دارد. اين امر با برداشتهاي لرزه­اي ناحيه­اي امکان پذير خواهد بود.
تاريخچه تحول زمين­شناسي زاگرس در ارتباط با تولد، حيات و مرگ يکي از مهمترين اقيانوس­هاي ديرينه (نئوتتيس) بوده است که مطالعه آن اهميت زيادي از لحاظ علمي و ارزيابي تجمع مخازن هيدروکربوري دارد. به نظر مي­رسد بررسي ارتباط بين تکتونيک و تغييرات نسبي سطح جهاني آب درياها با گسترش سکانس­هاي رسوبي و توزيع ايالت­هاي هيدروکربوري بسيار حياتي مي­باشد. چارچوب سکانسي توالي­هاي رسوبگذاري شده در عرض حوضه زاگرس به خوبي مشخص نگرديده است. اگرچه تلاش­هايي توسط علوي (Alavi, 2004) و حيدري (Heydari, 2008) صورت گرفته است ولي افزايش دقت و رزولوشن اين مطالعات تا مرتبه سوم و چهارم ضروري است.
آنچه که درباره مطالعات سنگ منشأ (براي مثال سازند سرچاهان، کژدمي و پابده) اهميت دارد بررسي و پي جويي تغييرات جانبي و کيفيتي اين سنگ­ها مي­باشد که با بررسي­هاي ويژگي­هاي سنگ منشأيي در چارچوب سکانس استراتيگرافي امکان پذير مي­شود. ارزيابي پتانسيل منشأيي توالي­هايي محتمل چون سازندهاي گورپي و گدوان نيز بطور جامع صورت نگرفته است.
بسياري از توالي­هاي سنگ منشأ، سنگ مخزن و سنگ پوش مخازن حوضه زاگرس و خليج فارس داراي بهترين رخنمون­ها در کمربند کوهزايي و چين خورده زاگرس است. لذا مطالعات جامع مشابه رخنموني توالي هاي يادشده بينش ما را در مورد ويژگي­هاي اين توالي­ها گسترش خواهد داد. کمبود چنين مطالعاتي به شدت محسوس مي باشد.
بررسي ارتباط ژنتيکي نمونه هاي هيدروکربوري مخازن مختلف در مقياس ناحيه و تصوير نقشه با بهره­گيري از آناليزهاي ژئوشيميايي در شناسايي منشأ­، آغشتگي­هاي و مسيرهاي مهاجرت سيالات هيدروکربوري بسيار ارزنده باشد. زيرا عدم قطعيت در مورد اختلاط نفت منشأ گرفته از توالي­هاي ژوراسيک و کرتاسه (فروافتادگي دزفول و لرستان) وجود دارد.
با وجود تاريخچه حفاري و توليد از ميادين نفتي و گازي اکتشافي قديمي، برداشت داده­هاي لرزه­اي با رزولوشن بالا (سه بعدي) در مقياس منطقه­اي با تلفيق داده­هاي اطلاعات چاه­هاي جديد و معادل­هاي رخنمون يافته آنها در شناخت بهتر و توسعه موثر ميادين مورد مطالعه اهميت ويژه دارد.
حفاري چاه­هاي کليدي مغزه­گيري شده (و با تهيه مقاطع نازک) در مخازن مهم در مورد مقايسه مخازن و تطابق آنها يکي ديگري از نکات کليدي در رابطه با توسعه برخي از مخازن است.
از ميان بيش از يکصد مخزن نفت و گازي عمده توليد هيدروکربوري از مخازن محدودي صورت مي گيرد. به عبارت بهتر بسياري از مخازن اکتشافي توسعه نيافته­اند. لذا بايستي اقدامات اساسي در مورد توسعه اين مخازن صورت گيرد. براي مثال ميادين گازي حوضه زاگرس (شرکت ملي نفت مناطق مركزي ايران) شامل: آغار، بوشهر، تنگ بيجار و کمانکوه، پايدار، پايدارغرب، پارس جنوبي، پارس شمالي، دالان، دودرو،دهلران، سرخون، سعادت آباد، سلخ، کوه کاکي، سمند، زيره، سورو، بستک، کنگان، بند و بست، گشوي جنوبي، دي (دريايي سابق)، سفيد زاخور، گورزين، چم نوري، عسلويه، مختار، دارا، نار، هليلان، نمک غربي، شاخه نمک کنگان، ويزنهار، وراوي، هالوش، تابناک، شانول، گردان، هما، بابا قير مي­باشد. از ميان اين ميادين گازي تنها 13 ميدان خانگيران، آغار و دالان، نار و کنگان، قشم و سرخون، تابناک، هما، شانول، وراوي، سراجه و تنگ بيجار، ميدان هاي توليد کننده گاز شرکت نفت مناطق مرکزي ايران هستند.

برداشت مغزه­ها و لاگ­هاي جديد در ميادين داراي تاريخچه برداشت يکي ديگر از اقدامات مهم و ضروري در مورد ارزيابي مجدد ميادين قديمي است. بخش اعظمي از اطلاعات موجود از اين ميادين فاقد کيفيت مناسب بوده و با وجود تکنولوژي­هاي جديد و پيشرفتهاي موجود نياز به حفاري مجدد و برداشت مغزه و لاگ دارند. همچنين قسمتي از چاه­ها و آرشيو اطلاعاتي آنها نيز طي جنگ ايران و عراق از بين رفته است که نياز به تکميل دارد.
عدم وجود يک پايگاه اطلاعاتي منظم در مورد مخازن کشور يکي از بزرگترين ضعف­هاي موجود در ارتباط با صنعت نفت و گاز ايران مي­باشد. از طرفي به روز کردن پايگاه­هاي اطلاعاتي فعلي شرکت­ها در اين رابطه نيز يکي ديگر از فعاليت­هاي مهم ديگر است.

پالئوزوئيک زاگرس
توالي­هاي پالئوزوئيک به دليل رخنمون يافتگي اندک، وجود نبودهاي چينه­شناسي مهم، ارتباط مبهم و پيچيده در برخي مناطق، حفاري اندک اين توالي­ها (بويژه پالئوزوئيک زيرين) و دلايل ديگر بسيار ناشناخته باقي مانده است.
اگرچه جايگاه تکتونيکي و تحول چينه شناسي واحدهاي رسوبي نئوپروتروزوئيک-کامبرين و پرمين اطلاعات بيشتري موجود است ولي اين مسائل هنوز در مورد رسوبات بعد کامبرين و قبل از پرمين بخوبي شناخته نشده است (Alavi, 2004). در کنار بررسي­هاي تکتونيکي، بررسي اساسي تغييرات سطح آب دريا و چارچوب سکانس استراتيگرافيکي بخش پالئوزوئيک تلاش بعدي ضروري مي باشد.
حفاري چاه­هايي عميق براي رسيدن به قديمي­ترين توالي­هاي رسوبي (پالئوزوئيک زيرين) در جهت تأمين کمبودهاي اطلاعاتي و تکميل آنها، بسيار ارزنده است. حفر چنين چاه­هايي فرضيات مربوط به وجود و عدم وجود سازندهاي زمين­شناسي و در بررسي ويژگي­هاي آن اهميت دارد. پي­سنگ زاگرس در هيچ منطقه از زاگرس رخنمون نداشته و صرفاً ادخال­هايي از آن در سازند هرمز گزارش شده که توالي خود اين سازند بخوبي شناسايي نشده است.
اطلاعات موجود (Bordenave, 2008) نشان مي­دهد که سازندهاي زاکين و فراقون قديمي­ترين سازند حفاري شده در برخي از چاه­هاي ميادين زاگرس است ( زاکين در چاه­هاي نمک يک و دارنگ يک و فراقون در کوه سياه يک، O-4bis، هوليلان يک، کبيرکوه يک، مند دو، کوه سلامتي يک، دالان دو).
سيستم هيدروکربوري پالئوزوئيک که تشکيل دهنده اکثر مخازن گازي در ناحيه فارس، جنوب ناحيه لرستان و فراساحل خليج فارس است يکي از مهمترين سيستم­هاي هيدروکربوري (گاز خيز) زاگرس مي­باشد. از جمله مخازن با اين سيستم هيدروکربوري مي­توان به موارد زير اشاره نمود: ميادين پارس جنوبي (بزرگترين مخزن گازي ايران و دومين مخزن گازي دنيا)، پارس شمالي (دومين مخزن گازي بزرگ ايران)، کنگان، دالان، وراوي، شانول، گلشن، کيش، لاوان، زيره، گردان، دي، سپيدزاخور، هما، عسلويه، بندوبست، لامرد، آغار، کوه مند، نار، تابناک، سمند، کبيرکوه مي توان اشاره کرد.
سنگ منشأ اين سيستم سازند شيلي وغني از مواد آلي گراپتوليت­دار سرچاهان است که در اکثر قسمت­هاي زاگرس به بلوغ و پنجره گازي رسيده است. ضخامت اين سازند حدود 40-70 متر مي­باشد که ميزان TOC آن در قسمت­هاي مختلف زاگرس متفاوت و متغير (1/4 تا 11 درصد) است. به نقشه در آوردن سنگ منشأ سيلورين (سرچاهان) و تغييرات رخساره­اي آن با استفاده از داده­هاي لرزه­اي در مقياس ناحيه­اي يکي از فعاليت حياتي در مورد پالئوزوئيک زاگرس مي­باشد. بررسي­هاي ژئوشيمي آلي و بازسازي تاريخچه تدفين و بلوغ اين سنگ منشأ مهم زاگرس در تهيه " نقشه­هاي هم بلوغ" ضروري است. چنين نقشه­هايي که براي اين سازند در کشورهاي همجوار تهيه شده است در بررسي ژنز و نحوه مهاجرت هيدروکربور بسيار حياتي به نظر مي­رسد. بويژه اين امر در مورد سازند سرچاهان و پتانسيل گاز­زايي آن در ابعاد گسترده ناحيه اي با ضخامت بسيار اندک اهميت بخصوصي مي يابد. اين سازند از نادرترين سنگ منشأ­هاي دنيا مي­باشد که تأمين کننده مقادير بسيار بالايي از حجم گاز مخازن خاورميانه بوده است. سازندهاي زاکين و فراقون که به توسط قويدل سيوکي (Ghavidel-Syooki, 2003) از هم تفکيک و معرفي گرديدند بايستي مورد ارزيابي مجدد در چاه­هاي حفاري شده قرار گيرند. به نظر مي­رسد مطالعات بايواستراتيگرافي و پالينواستراتيگرافي دقيق در اين بخش از پالئوزوئيک زاگرس (در چاه­هاي قديمي و حفاري شده جديد) حياتي مي­باشند. در ضمن پتانسيل مخزني (و منشأيي ؟) اين سازندها نيز از ديگر مسائل مهم مربوط به اين توالي­ها مي­باشد که تاکنون ارزيابي جامعي از آنها صورت نگرفته است.
گاز توليد شده از بلوغ سازند سرچاهان متعلق به سيلورين زيرين در توالي­هاي گروه دهرم (سازند­هاي فراقون، دالان و کنگان) ميادين ياد شده انباشت و به تله افتاده­اند. دو سازند کربناته کم عمق دالان و کنگان از مهمترين مخازن اين ميادين مي­باشند. لذا ميادين ياد شده به "مخازن گروه دهرم" و يا "مخازن دالان-کنگان" شهرت يافته­اند. لذا توالي­هاي فراقون و دالان از مهم­ترين توالي­هاي مخزني گاز تحت اکتشاف در پالئوزوئيک زاگرس است. اگرچه وجود گاز در سازندهاي فراقون و زاکين در بسياري از ميادين گازي گروه دهرم بسيار محتمل مي­باشد ولي تعداد بسيار اندکي از چاه­هاي حفاري شده تا اين سازندها رسيده­اند. به نظر مي­رسد تعميق چاه­هاي حفاري تا دستيابي به اين بخش از توالي­هاي رسوبي در راستاي ازدياد توليد در آينده بسيار مهم مي باشد.

مزوزوئيک زاگرس
حدود چهل سال از بررسي هايي جامع در مورد توالي­هاي مزوزئيک مي گذرد (براي مثال Setudehnia, 1978). در بخش­هاي خليج فارس و مرزي توالي­هاي مهم هيدروکربوري هنوز با نام­هاي شناخته شده در اصطلاحات ليتوستراتيگرافيکي کشورهاي عربي مصطلح مي باشد (براي مثال سازند و واحدهاي خوف يا الخف، عرب، هنيفا، گوتنيا، بورگان، زوبير و ميشرف)
سازند کنگان از اين بخش از توالي­هاي زاگرس اهميت مخزني در مخازن پرموترياس دارد. بعد از معرفي رسمي سازندهاي دالان و کنگان­Stratigraphic Committee of Iran 1976; Szabo & Kheradpir) 1978،( اين توالي­ها بيش از چهار دهه تحت اکتشاف در ايران و ساير کشورهاي حاشيه خليج فارس قرار گرفتند. بيش از 80 مخزن گازي غير همراه در اين منطقه (بيش از 25 مخزن در ايران) از اين توالي­ها اکتشاف يافته است. با توجه به ژنز گاز در اين حجم و گستردگي وسيع ناحيه­اي، مباحثات در مورد منشأ گاز در اين مخازن همچنان ادامه دارد.
ويژگي عمده اين مخازن داشتن ژئومتري کيک لايه­اي و مطبق بودن (عمدتاً جدا شده با انيدريت نار) مي باشد. تبخيري­ها و شيل­هاي سازند دشتک (شيل آغار) سنگ پوش موثر اين مخازن مي­باشد که ضخامت قابل توجهي در برخي مناطق يافته است. در برخي از مخازن گازي جنوب کشور بخش قاعده­اي اين سازند حتي اهميت مخزني نيز مي­يابد (براي مثال ميدان گردان). همچنين اين افق تبخيري به عنوان يکي از واحدهاي ليتوستراتيگرافيکي مهم در ايجاد سطوح گسستگي (Detachment surface) بسيار تأثير گذار بوده است.
بررسي آرشيتکتور توالي­هاي مخزني و سنگ پوشي فوق بر اساس آناليز سکانس استراتيگرافي دقيق در ابعاد ناحيه (از حاشيه تا مرکز حوضه) در شناخت بهتر و پيشگويي روندهاي در ارتباط با مخازن گروه دهرم مهم مي باشد.
توالي­هاي ژوراسيک در برخي نواحي (در ناحيه لرستان و فروافتادگي دزفول) به تنهايي به عنوان يک سيستم هيدروکربوري مجزا عمل نموده­اند. طي تغيرات جانبي و عمودي در اين دوره، سنگ­هاي منشأ (سازند سرگلو) با تغييرات جانبي به سازند سورمه يا معادل آن سازند عرب در بخش عربي (سنگ مخزن) تبديل مي­گردد که خود اين سازند با تبخيري­هاي هيث (گوتنيا) پوشيده مي­گردد (Bordenave, 2002). براي مثال سازند سورمه در ميادين بوشهر و چلينگر مخزن مي باشد. در مورد مرز جدايش سرگلو با سازندهاي زيرين به علت همگني و دياکرونيتي مشکل مي­باشد (Konyuhov and Maleki, 2006). پيشگويي تغييرات جانبي اين توالي­ها و رفع ابهام در مورد برخي روابط پيچيده در اين سيستم ناشناخته هيدروکربوري يکي ديگر از تلاش­هاي لازم در آينده است. معادل اين سيستم هيدروکربوري در عربستان سعودي و ديگر کشورهاي عربي بخوبي شناخته شده است و تشکيل دهنده کميت بالايي از نفت مخازن خليج فارس و کشورهاي يادشده است که به سيستم "تويق/حنيفه-عرب" معروف است. اگر سيستم هيدروکربوري پالئوزوئيک به عنوان بزرگترين سيستم هيدروکربوري تشکيل دهنده گازي دنيا شناخته مي­شود سيستم ژوراسيک نيز بزرگترين سيستم هيدروکربوري نفتي دنيا مي باشد ­(Ehrenberg et al., 2007; Pollastro, 2003). بزرگترين مخزن نفتي دنيا در عربستان (الغوار) محصول اين سيستم هيدروکربوري است.
اگرچه گستردگي و تشکيل مخازن در اين افق­ها همانند معادل آنها در کشورهاي عربي نيست ولي شواهد زمين شناسي نشان مي­دهد که سورمه در بخش­هاي فراساحل ايران (ميادين خليج فارس) مخزن نفتي باشد. يافتن مخازن نفتي بويژه در بخش­هاي دولوميتي شده سازند سورمه بسيار محتمل مي باشد. به کار بردن تکنولوژي­هاي جديد چون امپدانس صوتي و لرزه نگاري 3D در اين راستا پراهميت مي باشد.
همچنين در مناطق جنوبي خليج فارس سازند غني از مواد آلي نجمه که غالباً نقش سنگ منشأ ايفا کرده است در زونهاي با گسترش خوب شکستگي بصورت مخزن نفتي کوچک (در بخشهاي سنگ آهکي) عمل کرده است. لذا پي جويي مناطق با پتانسيل بالا براي توسعه شکستگي­ها بسيار با اهميت مي­باشد .
اهميت توالي­هاي کرتاسه از لحاظ اکتشاف و توليد مخازن هيدروکربوري بر هيچکس پوشيده نيست. سيستم هيدروکربوري (نفتي) کرتاسه مياني-ميوسن پيشين مهمترين سيستم هيدروکربوري ايران است که تشکيل دهنده مخازن عظيم نفتي در جنوب غرب کشور (غرب گسل کازرون) و فراساحل خليج فارس است. سازندهاي کژدمي و پابده دو سنگ منشأ عالي براي اين سيستم هيدروکربوري است­. اين سيستم ايجاد کننده مخازن نفتي عظيم فروافتادگي دزفول مي باشد که حدود 8 درصد نفت دنيا را در بر داردBordenave, ) (2008; Ehrenberg et al., 2007; Pollastro, 2003.
سازندهاي گرو و کژدمي از توالي­هاي کرتاسه به عنوان سنگ منشأ شناخته و مطرح شده­اند. همچنين سازندهاي فهليان، گدوان (بخش خليج) و داريان، سروک (ميشريف) و ايلام به عنوان سنگ مخزن در ناحيه لرستان و فروافتادگي دزفول مي­باشند.
مطالعات اخير نشان داده که کژدمي در لرستان (زاگرس غربي) سنگ منشأ نمي­باشد و پابده نيز به بلوغ نرسيده است. سروک در اين ناحيه با رخساره هاي غير مخزني عميق بوده و لذا سنگ مخزن نمي باشد. در زاگرس شرقي (فارس) کژدمي بطور کلي اگسيک بوده و پابده نيز به نابالغ مي باشد(Bordenave,­ 2002).
مقايسه ترکيب ايزوتوپهاي کربن و سولفور و بايومارکرهاي نفت/نفت و نفت/سنگ منشأ نشان مي دهد که اغلب مخازن سروک/آسماري فروافتادگي دزفول از بلوغ سازند کژدمي شارژ شده است. نفت مخازن شمال شرق دزفول (لب سفيد، پرسياه، لالي، قلعه نار و کارون) از پابده منشأ گرفته است(Bordenave,­ 2002).
سازند غني از ماده آلي گرو از ناحيه لرستان به طرف فروافتادگي دزفول به سازند سنگ مخزني فهليان تبديل مي گردد. لذا پيشگويي دقيق تغييرات اين سازندها که نيازمند مطالعات سکانس استراتيگرافيکي در مقياس ناحيه­اي است، در ارتباط با شناسايي و پيشگويي نواحي داراي اميد اکتشافي (Play) بويژه در ارتباط با تله­هاي چينه شناسي بسيار اهميت دارد. همچنين مطالعه رخنمون­هاي معادل توالي­هاي مخزني در اين توالي­ها اهميت ويژه دارد.
همين پيشنهادات در مورد تواليهاي کرتاسه فوقاني (کژدمي-سروک/ايلام) نيز ارائه مي گردد. در چنين توالي هايي که سنگ منشأ به تدريج به سنگ مخزن تبديل مي­گردد بررسي زمان و نحوه مهاجرت سيالات بسيار اهميت دارد. تعيين مسيرهاي مهاجرت ديرينه سيالات در پيشگويي مخازن احتمالي مهم مي باشد.
ماسه سنگهاي زوبير، نحر عمر و بورگان در حوضه خليج فارس يکي ديگر از مهمترين سنگهاي مخزني نفتي است. اطلاع دقيق از تغييرات ژئومتري اين توالي هاي لنزي نيازمند مطالعات بيشتر است Alsharhan ) ( and Nairn, 1997 .
سازندهاي گدوان و گورپي در برخي نواحي به پختگي (پنجره نفتي و يا گازي) رسيده­اند و از سنگهاي محتمل منشأ مي باشند. تاکنون ارزيابي جامعي از پتانسيل منشأيي اين توالي­ها صورت نگرفته است.

سنوزوئيک
سازندهاي پابده، آسماري و گچساران که به ترتيب نقش سنگ منشأ، سنگ مخزن و سنگ پوش دارند مهمترين توالي­هاي ترشيري در ارتباط با مخازن نفتي و گازي­اند (Bordenave and Burwood, 1995). بزرگترين مخازن نفتي ايران (از جمله يادآوران، لالي، مارون، بي­بي حکيمه، اهواز، منصوري، رگ سفيد، لب سفيد، پر سياه، کارون، گلخاري، قلعه نار، نرگسي، بنگستان، کوپال، کرنج، اهواز، کبود، پازانان، کيلوکريم) در افق آسماري يافت شده است. حدود 45 مخزن بزرگ (داراي 10 تا 50 ميليارد بشکه نفت درجا) در فروافتادگي دزفول جزء اين سيستم هيدروکربوري هستند.
شکستگي بالاي سنگ مخزن (آسماري و سروک)، عمق کم دستيابي به مخزن (در تاقديس­هاي نامتقارن رورانده با بستگي بالا)، سهولت برداشت و حجم بالاي اين مخازن شهرت جهاني دارد (براي مثال آقاجري، بي­بي حکيمه، هفتکل، کوه آسماري (سليمان)، کوه دشتک (کازرون)، لالي (کوه پابده-گورپي)) Hull and) Warman, 1970).
در اغلب موارد شکستگي شديد سازندهاي پابده-گورپي موجب اتصال سازندهاي مخزني سروک-آسماري شده است. اين دو مخزن حدود 98 درصد نفت ايران را دارا مي باشد (Bordenave, 2002). حدود 3/2 نفت درجاي زاگرس در سازند آسماري واقع در ايالت دزفول است.
رخنمون سازند پابده در مناطق مختلفي از زاگرس گزارش شده است. اين آهکهاي آرژيليتي در ميدان لالي نيز مورد حفاري قرار گرفته است. توالي­هاي ياد شده شارژ کننده اصلي نفت در مخازن آسماري و سازندهاي بنگستان فروافتادگي دزفول بوده است (Bordenave and Hegre, 2005). بسياري از جنبه­هاي مطالعاتي پيشنهاد شده براي توالي­هاي سنگ منشأيي، که پيشتر به آن پرداختيم در مورد پابده نيز بايستي اعمال گردد. جدايش پابده از گورپي در ناحيه فارس به علت عدم گسترش شيل لاجوردي گاهي با مشکل مواجه است.
توالي­هاي کربناته آسماري از مهمترين سنگهاي مخزني زاگرس مي­باشد که غالباً به پنج سيکل تفکيک مي شود. اين سازند کم عمقترين سنگ مخزن نفتي زاگرس بوده و در ايالت دزفول رخنمون ندارد. دولوميتي­شدن و گسترش شکستگي­ها اثر قابل توجهي در افزايش کيفيت مخزني اين سازند داشته است (McQuillan, 1985; Aqrawi et al., 2004; Ehrenberg et al., 2006).
بخش ماسه سنگي اهواز (معادل آن غار) مهمترين بخش مخزني از سازند آسماري مي باشد. سنگ آهک ريفي گوري جوانترين سنگ مخزن عضوي از سازند ميشان مي باشد که توليد کننده گاز در حوضه خليج فارس (جنوب شرقي ناحيه فارس-شمال بلندي هاي عمان) مي­باشد. مطالعات اوليه نشان مي دهد که مارل­هاي ميشان سنگ منشأ اصلي اين سنگ مخزن مي باشد (Kashfi, 1982). در مورد اين سيستم نسبتاً کوچک هيدروکربوري نيز مطالعات بسيار اندک مي باشد. اگرچه به نظر مي رسد اين سيستم نسبت به ديگر سيستم هاي هيدروکربوري ايران کم اهميت باشد.



References: Ala, M. A. (1974). Salt diapirism in Southern Iran. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 58, 758–770.
Alavi, M., (1994). Tectonics of the Zagros orogenic belt of Iran, new data and interpretations. Tectonophysics, 211-238.
Alavi, M., (2004). Regional stratigraphy of the Zagros fold-thrust belt of Iran and its proforeland evolution. American Journal of Science. 304, 1–20.
Alsharhan, A.S. & Nairn, A.E.M. (1997). Sedimentary Basins and Petroleum Geology of the Middle East. Elsevier, Netherlands.
Bahrudi, A., Koyi, H.A., 2003. Effect of spatial distribution of Hormuz salt on deformation style in the Zagros fold and thrust belt: an analogue modelling approach. Journal of the Geological Society 160, 719–733.
Bahroudi, A., and Talbot, C.J. (2003). The configuration of the basement beneath the Zagros basin, Journal of Petroleum Geology, vol.26 (3), 257-282pp.
Berberian, M., & King, G. C. P. (1981). Towards the paleogeography and tectonic evolution of Iran. Canadian Journal of the Earth Sciences, 18, 210–265.
Beydoun, Z.R. (1998). Arabian plate oil and gas: Why so rich and so profilic?, Episodes, vol. 21, no.2. 74-81 pp.
Beydoun, Z.R. (1991). Arabian Plate Hydrocarbon Geology and Potential a Plate Tectonic Approach. American Association of Petroleum Geologists Studies in Geology 33, 77p.
Bordenave, M.L. and Hegre, J.A., (2005). The influence of tectonics on the entrapment of oil in the Dezful Embayment Zagros foldbelt, Iran. Journal of Petroleum Geology, Vol. 28(4), October 2005, pp 339 – 368.
Bordenave, M.L., (2008). The origin of the Permo-Triassic gas accumulations in the Iranian Zagros foldbelt and contiguous offshore area: a review of the Paleozoic petroleum system. J. Pet. Geol. 31, 3–42.
Bordenave, M.L., (2002). Gas prospective areas in the Zagros Domain of Iran and in the Gulf Iranian waters. AAPG Convention, Houston, (extended abstract, 6pp). ww.aapg.org/datasystems/abstract/13annual_/extended/42471.pdf
Bordenave, M.L., (2002). The Middle Cretaceous to Early Miocene Petroleum System in the Zagros Domain of Iran, and its Prospect Evaluation. AAPG Convention, Houston, (extended abstract, 6pp).
Bordenave, M.L. and Burwood, R. (1995). The Albian Kazhdumi Fm of the Dezful Embayment, Iran: one of the most efficient petroleum generating systems, in Petroleum source rocks series: case book in Earth Sciences. Ed by Katz, B.J., Springer Verlag, Heidelberg, p.183-207
Davis, D.M., Engelder, T., (1985). The role of salt in fold-and-thrust belts. Tectonophysics 119, 67–88.
Edgell, H. S. (1996). Salt tectonics in the Persian Gulf basin. In G. L. Alsop, D. L. Blundell, & I. Davison (Eds.), Salt tectonics. Geological Society of London Special Publication 100.
Ehrenberg, S. N., (2006). Porosity destruction in carbonate platforms. Journal of Petroleum Geology. 29, 41–52.
Ehrenberg, S.N., Nadeau, P.H., and Aqrawi, A.A. M., (2007). A comparison of Khuff and Arab reservoir potential throughout the Middle East. AAPG Bulletin, 86. 1709–1732.
Ghazban, F. (2007). Petroleum geology of the Persian Gulf, University of Tehran., 732pp.
Ghavidel-Syooki, M., (2003). Plynostratigraphy of Devonian sediments in the Zagros Basin, southern Iran. Rev. Palaentol. Palynol. 127, 241–268.
James, G. A., & Wynd, J. G. (1965). Stratigraphic nomenclature of Iranian oil consortium agreement area. The American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 49(12), 2182–2245.
Hull, C.E. and Warman, H.R., (1970). Asmari oil fields of Iran. In: Halbouty, M.T. (ed.), Geology of giant petroleum fields. AAPG Memoir 14, 428-437.
Kashfi, M.S. (1982). Guri limestone, a new hydrocarbon reservoir in south Iran, Journal of Petroleum Geology, 5, 2, pp. 161-172.
Kent, P.E. (1979). The emergent Hormuz salt plugs of southern Iran. Journal of Petroleum Geology 2, 117–144.
Kent, P. E. (1958). Recent studies of South Persian salt plugs. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 42, 951–952 (see also page 972).
Konyuhov, A.I. & Maleki, B. (2006). The Persian Gulf Basin: Geological history, sedimentary formations, and petroleum potential. Lithology and Mineral Resources, 41, 344–361.
Koop, W. J., & Stoneley, R. (1982). Subsidence History of the Middle East Zagros Basin, Permian to recent. Philosophical Transactions of the Royal Society of London, Series A, 305, 149–168.
Mcquillan, H., 1985. Fracture-controlled production from the Oligo-Miocene Asmari Formation in Gachsaran and Bibi Hakimeh Fields, southwest Iran. In: Roehl, P.O. and Choquette, P.W. (Eds.), Carbonate petroleum reservoirs. Springer-Verlag, New York, pp 511-523.
Motiei, H. (1995). Petroleum Geology of Zagros. In A. Hushmandzadeh (Ed.), Treatise on the Geology of Iran. Geological Survey of Iran.
Murris, R. J. (1980). Middle East, stratigraphic evolution and oil habitat. American Association of Petroleum Geologist Bulletin, 64, 598–617.
O’Brien, C.A.E., 1950. Tectonic problems of the oilfield belt of southwest Iran. In: 18th International Geological Congress, Proceedings, Great Britain.
O’Brien, C. A. E. (1957). Salt diapirism in South Persia. Geologie en Mijnbouw, 19, 337–376.
Pollastro, R.M. (2003). Total Petroleum Systems of the Paleozoic and Jurassic, Greater Ghawar Uplift and Adjoining Provinces of Central Saudi Arabia and Northern Arabian-Persian Gulf. US Geological Survey Bulletin 2202-H. World Wide Web Address: http://pubs.usgs.gov/bul/b2202-h/.
Sepehr, M., Cosgrove, J.W., (2004). Structural framework of the Zagros fold-thrust belt, Iran. Marine and Petroleum Geology 21, 829–843.
Sepehr, M., Cosgrove, J., Moieni, M., (2006). The impact of cover rock rheology on the style of folding in the Zagros fold-thrust belt, Tectonophysics 427, 265–281.
Sherkati, S., 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.
Sherkati, S., Molinaro, M., Frizon de Lamotte, D., Letouzey, J., (2005). Detachment folding in the central and eastern Zagros fold–belt (Iran): salt mobility, multiple detachment and final basement control. J. Struct. Geol. 27, 1680–1696.
Setudehnia, A., (1978). The Mesozoic sequence in South-West Iran and adjacent aras, Journal of Petroleum Geology, 1, 1, pp. 3-42
Stocklin, J. (1968). Structural history and tectonics of Iran; a review. American Association of Petroleum Geologist Bulletin, 52(7), 1229–1258.
Stratigraphic Committee of Iran. (1976). Permo-Triassic rock stratigraphic nomenclature in South Iran (unpublished). NIOC, Tehran.
Szabo, F., Kheradpir, A., (1978). Permian and Triassic stratigraphy, Zagros basin, South-West Iran. J. Pet. Geol. 1, 57–82.
Ziegler, M., (2001). Late Permian to Holocene Paleofacies Evolution of the Arabian Plate and Its Hydrocarbon Occurrences, GeoArabia, vol. 6, no. 3, pp. 445–504