تعیین خصوصیات ژئوشیمیایی و تطابق نفت‌های مخازن آسماری و سروک با استفاده از مطالعات بیومارکری و ایزوتوپی در یکی از میادین شمال غرب خلیج فارس

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 پژوهشکده علوم زمین، پردیس بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران

2 گروه زمین شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه شهید باهنر کرمان، کرمان، ایران

چکیده

مقدمه
سازندهای آسماری و سروک دو عنصر اصلی مخزنی در سیستم­های هیدروکربنی کرتاسه و پالئوژن حوضه رسوبی زاگرس می­باشند. ترکیب سنگ­شناسی، ویژگی­های رسوب­شناسی، ستون چینه­شناسی و رخدادهای زمین­شناسی تاثیرگذار بر این دو سازند در منطقه مورد مطالعه با سایر بخش­های حوضه رسوبی زاگرس تا حدودی متفاوت بوده و این موضوع از عوامل تاثیرگذار بر ترکیب شیمیایی نفت­های ذخیره شده و خانواده­های هیدروکربنی آنهاست. بخش­های مخزنی این دو سازند و معادل­های زمانی آنها در کشورهای همجوار به عنوان مخازن اصلی هیدروکربنی منطقه به شمار آمده و از اینرو همواره مورد توجه پژوهشگران این حوزه قرار داشته­اند. نفت موجود در این دو مخزن از منشاء واحدی نبوده و غالباً در میادین مختلف به صورت مخلوطی از نفت­هایی با منشاء­های متفاوت شناسایی شده است. این موضوع در مورد نفت­های مخزن آسماری بسیار شایع­تر می­باشد. لذا در اینجا سعی شده است تا با بررسی و ارزیابی دقیق نفت این دو مخزن و نفت تولید شده توسط سنگ­های منشاء احتمالی تغذیه کننده این دو مخزن، تعیین منشاء دقیق نفت­های موجود در این دو مخزن و قرابت آنان با نفت­های تولید شده از سنگ منشاء­های مختلف صورت گیرد.
مواد و روش­ها
به­منظور انجام مطالعات ژئوشیمیایی بر روی نفت مخازن آسماری (غار) و سروک میدان مورد مطالعه، ابتدا نفت استحصالی هر دو مخزن آماده‌سازی شد. در این راستا، ابتدا فرآیند جدایش برش آسفالتن‌ با حلال پنتان نرمال انجام شد، سپس توسط تکنیک کروماتوگرافی ستونی با فاز ساکن آلومینا و یا سیلیکا ژل و همچنین با استفاده از حلال­های نرمال هگزان، بنزن و اتانول، سایر برش­های هیدروکربنی نفت­ها تفکیک شده و درصد آن­ها مشخص شد. پس از تهیه برش­های مختلف هیدروکربنی از نمونه نفت‌ها، برش­های اشباع هم زمان با آنالیز کروماتوگرافی گازی، تحت آنالیز کروماتوگرافی گازی- طیف‌سنجی جرمی نیز قرار گرفتند. از تجزیه و تحلیل نتایج این روش‌های آزمایشگاهی می‌توان به­‌منظور مطالعه­ محیط رسوبی، تعیین درجه پختگی مواد آلی، نفت و شناسایی تخریب میکروبی بهره گرفت. 
به‌طور کلی، روش‌های آزمایشگاهی کروماتوگرافی گازی و کروماتوگرافی گازی- ‌طیف‌سنجی جرمی دربردارنده اطلاعات ارزشمندی در رابطه با بیومارکرها هستند که در مطالعات تطابق نفت با نفت و تطابق نفت با سنگ منشا کاربرد گسترده‌ای دارند.
نتایج و بحث
براساس نتایج به ‌دست آمده به ‌نظر می‌رسد که نمونه‌های نفتی مورد مطالعه از نظر ترکیب شیمیایی یکسان بوده و به جز اندک تفاوتی در مقادیر برش آروماتیک، رزین و آسفالتن اختلاف معنی‌داری در برش‌­های هیدروکربنی تشکیل‌دهنده این نفت­‌ها مشاهده نمی­‌شود. همچنین، به‌منظور بررسی شرایط محیط رسوب‌گذاری سنگ منشا مولد این­ نفت‌ها، از نسبت­های پریستان به فیتان، پریستان به فیتان در برابر CV یا متغیر استاندارد و نمودار میزان تغییرات پارامتر Pr/nC17 در برابر Ph/nC18 استفاده شده است. نتایج حاصل نشان می­دهد که نفت دو مخزن مورد مطالعه از یک سنگ منشاء با رخساره دریای باز و احتمالا محیط دلتایی تولید شده است. علاوه بر این، بررسی شاخص­های بلوغ بیومارکرهای استرانی، هوپانی و آروماتیکی مربوط به نمونه‌های نفت هر دو سازند، ویژگی یکسانی را نشان داده و معرف درجه‌ای از بلوغ در حد اوایل تا اواسط پنجره نفت‌زایی است. بررسی­های بیومارکری دقیق معرف سن ژوراسیک و قدیم تر برای سنگ مولد نفت‌های مورد مطالعه می­باشد.
نتیجه­گیری
نتایج آزمایش­های انجام شده نشان می­دهد که نفت‌ ذخیره شده در این دو سازند را از نظر ویژگی‌های شیمیایی تا حدودی می­توان یکسان دانست. بررسی فراوانی نسبی استران­های C27، C29 و C28 با استفاده از دیاگرام مثلثی نشان می‌دهند که نفت دو مخزن مطالعه شده از سنگ منشا با رخساره دریای باز و احتمالا محیط دلتایی با ورود مقداری مواد آلی قاره‌ای تولید شده است. بر این اساس، با استفاده از روش‌های مختلف مطالعات ژئوشیمیایی می‌­توان گفت که نفت­‌های تجمع یافته در مخازن آسماری (غار) و سروک میدان مورد مطالعه، از یک سازند با شرایط رسوب‌گذاری یکسان و با سنی در حدود ژوراسیک و قدیم تر تولید شده­اند. مجموعه پارامترهای بیومارکری مورد مطالعه معرف لیتولوژی کربناته سنگ منشا مولد نفت این دو سازند می­باشد. مطالعه شاخص­های بلوغ بیومارکرهای استرانی، هوپانی و آروماتیکی، نفت‌­های مخازن آسماری (غار) و سروک میدان مورد مطالعه هر دو ویژگی یکسانی را نشان داده و معرف بلوغ ماده آلی مولد نفت در حد اوایل تا اواسط پنجره نفت‌زایی هستند.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

Determination of geochemical properties and oil- oils correlation of Asmari and Sarvak Formation based on biomarker and isotopic studies in one of the fields in the northwestern Persian Gulf

نویسندگان [English]

  • bijan Beiranvand 1
  • Nasrin Beiranvand 2
  • Hadi Kermanshahi 1
1 Geoscience Institute, Upstream Campus, Research Institute of Petroleum Industry, Tehran, Iran
2 Department of Geology, Faculty of Geoscience, University of Shahid Bahonar, Kerman, Iran
چکیده [English]

Introduction
Asmari and Sarvak formations are the two main reservoir elements in the Cretaceous and Paleogene hydrocarbon petroleum systems of the Zagros sedimentary basin. The lithological composition, sedimentological features, stratigraphic column and geological events affecting these two formations in the studied area are somewhat different from other parts of the Zagros sedimentary basin, and this is one of the factors affecting the chemical composition of reserved oils and their hydrocarbon families. The reservoir parts of these two formations and their time equivalents in the neighboring countries are considered as the main hydrocarbon reservoirs of the region and therefore have always been the focus of researchers in this field. The oil in these two reservoirs is not of a single origin and is often identified as a mixture of oils of different origins in different fields. This issue is much more common in the case of Asmari reservoir hydrocarbons. Therefore, here it has been tried to determine the exact origin of the oils in these two reservoirs and their affinity with the oils produced from Stones of different origins.
Materials and Methods
In order to carry out geochemical studies on the oil of Asmari reservoirs (Ghar) and Sarvak Maidan in the studied field, first the extracted oil of both reservoirs was prepared. In this regard, first, the separation process of asphaltene cutting was done with normal pentane solvent, then by column chromatography technique with stationary phase of alumina or silica gel, and also using normal solvents of hexane, benzene and ethanol, other hydrocarbon cuttings of oils. separated and their percentage was determined. After preparing different hydrocarbon fractions from oil samples, the saturated fractions were subjected to gas chromatography-mass spectrometry analysis at the same time as gas chromatography analysis. The analysis of the results of these laboratory methods can be used to study the sedimentary environment, determine the degree of maturity of organic materials, oil and identify microbial degradation (Bordenave et al, 1993). In general, the laboratory methods of gas chromatography and gas chromatography-mass spectrometry contain valuable information regarding biomarkers, which are widely used in studies of oil-to-oil compatibility and oil-to-source rock compatibility.
 
Results and Discussion
Based on the results, it seems that the studied oil samples are the same in terms of chemical composition, and except for a small difference in the aromatic, resin and asphaltene fractions, no significant difference is observed in the hydrocarbon fractions of these oils. Also, in order to investigate the sedimentation environment conditions of the source rock producing these oils, the ratios of Pr/ Ph and Pr/ Ph versus CV or standard variable and the curve of changes in Pr/nC17 parameter against Ph/nC18 have been used. The results indicate that all the oil in two reservoirs was produced from the same source rock with an open sea facies and probably deltaic environment. In addition, the investigation of the maturity indices of the aromatic, hopane and aromatic biomarkers related to the oil samples of both formations showed the same characteristic and indicates a degree of maturity in the early to middle of the oil generation window. Accurate biomarker studies indicate the Jurassic age and older for the studied oil producing rocks.
Conclusion
The results of the experiments show that the oil reserved in these two formations can be considered the same in terms of chemical characteristics. Examining the relative frequency of C27, C29, and C28 strains using a triangle diagram shows that the oil of the two reservoirs studied was produced from open marine facies and possibly a deltaic environment with the introduction of some continental organic matter. Accordingly, by using different methods of geochemical studies, it can be said that the oils accumulated in the Asmari reservoirs (Ghar) and Sarvak Maidan in the studied field are produced from a formation with the same sedimentation conditions and with an age of Jurassic and older. The set of studied biomarker parameters is indicative of the carbonate lithology of the source rock of these two formations.
The study of the maturity indices of strane, hopane and aromatic biomarkers belonging to the Asmari (Ghar) and Sarvak reservoirs, indicate that the same characteristics and the maturity of oil-producing organic matter in the early to middle of the oil generation window.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Asmari (Ghar)
  • Sarvak
  • Biomarker
  • Oil-Oil correlation
  • Carbon Isotope

مراجع

Alizadeh, B., 2004. Comparison of oil from Asmari reservoir/Jahrom, Nargesi field with oil from oil wells near Dalki river, research project of NISOC, 14 p (In Persian).
Alizadeh, B. and Sepahvand, S., 2001. Petroleum source rock evaluation of Kazhdumi shale formation, SW Iran. International Conference Geology of Oman.
Amirkhani, A., Mirzakhanian, M., Sepahvand, S. and Sadoni, J., 2015.  Upper Cretaceous Petroleum System of Northwestern Persian Gulf.  Iranian Journal of Earth Sciences 7, p. 153-163 (In Persian).
Bagheri, S., 2016. Geochemical evaluation of the probable source rock of Pabdeh and investigation of the properties of the Asmari reservoir in the Lali oil field, Master's thesis, Shahid Chamran University of Ahvaz, (In Persian).
Baniasad, A.R., Littke, R., Froidl, F., Grohmann, S. and Soleimany, B., 2021. Quantitative hydrocarbon generation and charge risk assessment in the NW Persian Gulf: A 3D basin modeling approach. Marine and Petroleum Geology, v. 126, Doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2021.104900.
Baniasad, A.R., Sachse, V., Littke, R. and Soleimany, B., 2019. Burial, temperature and maturation history of cretaceous source rock in the NW Persian Gulf, offshore SW Iran: 3D basin modeling. Journal of Petroleum Geology, v. 42(2), p. 125-144.
Bordenave, M.L., Espitalie´, J., Leplat, P., Oudin, J.L. and Vandenbroucke, M., 1993. Screening techniques for source rock evaluation. In: Bordenave, M.L. (ed.), Applied Petroleum Geochemistry. E´ditions Technip, Paris, p. 219-278.
Connan, J. and Cassou, A.M., 1980. Properties of gases and petroleum liquids derived from terrestrial kerogen at various maturation levels. Geochimica et Cosmochimica Acta, v. 44, p. 1-23.
De Leeuw, J.W., Frewin, N.L., Van Bergen, P.F., Damsté, J.S. and Collinson, M.E., 1995. Organic carbon as a paleoenvironmental indicator in the marine realm. Geological Society, London, Special Publications, v. 83, p. 43-71.
Geochemistry Department of Research Institute of Petroleum Industry, 2018. Complementary study of compatibility of oil from Asmari / Jahrom reservoir of Nargesi field with oil from oil springs near Dalki River using advanced geochemical analysis, research project of National Petroleum Regions Company, 250 p.
Grantham, P. J. and Wakefield, L.L., 1988. Variations in the sterane carbon number distributions of marine source rock derived crude oils through geological time. Organic Geochemistry, v. 12, p. 61-73.
Huang, W.Y. and Meinschein, W.G., 1979. Sterols as ecological indicators. Geochimica et Cosmochimica Acta, v. 43, p. 739-745.
Hunt, J.M., 1996. Petroleum geochemistry and geology. In: Freeman, W.H (ed.), US, New York, v. 2, 617 p.
James, G.A. and Wynd, J.G., 1965. Stratigraphic nomenclature of Iranian oil consortium agreement area. AApG Bulletin, v. 49, p. 2182-2245.
Kamali, M.R. and Shayesteh, M., 2008. Basics of Geochemistry in oil exploration, Tehran, Research Institute of Petroleum Industry Publications, 17 p (In Persian).
Kaufman, R.L., Ahmed, D.S. and Elsinger, R.J., 1990. Gas chromatography as a development and production tool for fingerprinting oils from individual reservoirs: applications in the Gulf of Mexico. October 1, p. 263-282.
Kobraei, M., Rabbani, A.R. and Taati, F., 2017. Source rock characteristics of the Early Cretaceous Garau and Gadvan formations in the western Zagros Basin–southwest Iran. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, p. 1051-1070 (In Persian).
Mackenzie, A.S., Hoffmann, C.F. and Maxwell, J.R., 1981. Molecular parameters of maturation in the Toarcian shales, Paris Basin, France-III. Changes in aromatic steroid hydrocarbons. Geochimica et Cosmochimica Acta, v. 45, p. 1345-1355.
Moldowan, J.M., Sundararaman, P. and Schoell, M., 1986. Sensitivity of biomarker properties to depositional environment and/or source input in the Lower Toarcian of SW-Germany. Organic Geochemistry, v. 10, p. 915-926.
Motiei, H., 2014. Stratigraphy of Zagros. Geological organization of the country, Tehran, 497 p (In Persian).
Nairn, A.E.M. and Alsharhan, A.S., 1997. Sedimentary basins and petroleum geology of the Middle East. Elsevier, Amsterdam, Netherlands, 843 p.
Ourisson, G., Albrecht, P. and Rohmer, M., 1982. Predictive microbial biochemistry-from molecular fossils to procaryotic membranes. Trends in Biochemical Sciences, v. 7, p. 236-239.
Peters, K.E., Peters, K.E., Walters, C.C. and Moldowan, J.M., 2005. The biomarker guides, v. 1, Cambridge University Press, UK, 399 p.
Powell, T.G. and McKirdy, D.M., 1973. Relationship between ratio of pristane to phytane, crude oil composition and geological environment in Australia. Nature Physical Science, v. 243, p. 37-39.
Rabbani, A.R., 2012. Geology and Geochemistry of Persian Gulf, Professor Hesabi University affiliated with Amirkabir University of Technology (Polytechnic), Tafaresh Branch, 582 p (In Persian).
Rabbani, A.R., 2007. Petroleum geochemistry, offshore SE Iran. Geochemistry International, v. 45, p. 1164-1172 (In Persian).
Rabbani, A.R., 2008. Geochemistry of crude oil samples from the Iranian sector of the Persian Gulf, Journal of Petroleum Geology, v. 31, p. 303-316.
Rezaei, Z., 2014. Investigating the geochemical causes of H2S contamination of Asmari reservoirs of Masjid Sulaiman oil field, Master's thesis, Shahid Chamran University of Ahvaz, 210 p (In Persian).
Seifert, W.K., 1986. Use of biological markers in petroleum exploration, Methods in Geochemistry and Geophysics, v. 24, p. 261-290.
Senobar Limakshi, A., 2005. Geochemical study of Asmari oil reservoirs in Dezful oil fields, Master's thesis, Shahid Chamran University of Ahvaz (In Persian).
Shaaban, L., 2016. Investigating the geochemical relationship between the Asmari oil reservoir of the Haftkal oil field and the Bangestan reservoir of the Sefid oil field, Master's thesis, Shahid Chamran University of Ahvaz, 210 p (In Persian).
Shayesteh, M., 2008. Applied methods in reservoir geochemical studies, NISOC, Report No. P-6377, p. 15 (In Persian).
Shayesteh, M. and Senobar Limakshi, A., 2003. The state of hydrocarbon reservoirs in the southern oil-rich regions from the perspective of petroleum geochemistry, NISOC, Report No. P-5309, p. 11 (In Persian).
Sofer, Z., 1984. Stable carbon isotope compositions of crude oils: application to source depositional environments and petroleum alteration. AAPG Bulletin, v. 68, p. 31-49.
Waples, D.W. and Machihara, T., 1991. Biomarkers for geologists: a practical guide to the application of steranes and triterpanes in petroleum geology. AAPG methods in exploration series, Tulsa, Oklahoma, 91 p.
Zumberge, J.E. and Ramos, S., 1996. Classification of crude oils based on genetic origin using multivariate modeling techniques. Presented at the 13th Australian Geological Convention, February 19–23, Canberra, Australia.
 
 

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار