بهرام علیزاده؛ راضیه فولادوند
چکیده
هدف از این مطالعه اثبات وجود بلندی کهن در مرکز میدان نفتی بینک توسط مطالعات ژئوشیمی آلی است. با وجود اثر این بلندی کهن بر رخسارههای رسوبی به دلیل وسعت کم این بالاآمدگی شاهد حذف و دگرشیبی گسترده در اثر فازهای زمین ساختی نبوده و متأسفانه در این میدان ناشناخته باقی مانده است. دادههای لرزهای و دادههای حاصل از چاه، بیانگر ساختار ...
بیشتر
هدف از این مطالعه اثبات وجود بلندی کهن در مرکز میدان نفتی بینک توسط مطالعات ژئوشیمی آلی است. با وجود اثر این بلندی کهن بر رخسارههای رسوبی به دلیل وسعت کم این بالاآمدگی شاهد حذف و دگرشیبی گسترده در اثر فازهای زمین ساختی نبوده و متأسفانه در این میدان ناشناخته باقی مانده است. دادههای لرزهای و دادههای حاصل از چاه، بیانگر ساختار نامتقارن میدان بینک به طول تقریبی 22 کیلومتر و عرض 10 کیلومتر در مخزن بنگستان است. به منظور اثبات بلندی کهن، تجزیههای ژئوشیمیایی راک ایول و انعکاس ویترینایت بر روی خردههای حفاری و در پایان مدلسازی حرارتی توسط نرمافزار ( Pars Basin Modeler (PBM انجام پذیرفت. نتایج تجزیه راک ایول کم بودن میزان محتوی کربن آلی سازندهای کژدمی، لافان، گورپی و پابده را در مرکز میدان نشان میدهد. این امر میتواند نمایانگر حکمفرما بودن شرایط اکسیدان و کم ژرفا بودن آنها در زمان تهنشست، به دلیل تشکیل یک بالاآمدگی دستکم از زمان آلبین ـ سنومانین در امتداد گسل پیسنگی خارک ـ میش باشد. متغیرهای ژئوشیمیایی در سازند کژدمی چاه شماره 4 به صورت قابل توجهی با سازند کژدمی در چاه شماره 7 و دیگر سازندهای موجود در میدان متفاوت است. این امر میتواند به دلیل افزایش قابل توجه فعالیت گسل خارک میش در طی زمان آلبین باشد. با توجه به ارتباط مستقیم میان محل گسلهای پیسنگی، بیهنجاریهای حرارتی و بلندیهای کهن، تاریخچه حرارتی میدان توسط نرمافزار PBM مدلسازی شد. نتایج مدلسازی نشان داد که با اعمال جریانهای حرارتیmW/m2 80، 76، 66 و 60 به ترتیب برای چاههای شماره 2، 4، 6 و 7 بهترین انطباق بازتاب ویترینایت و Tmax اندازهگیری و محاسبه شده حاصل میشود. در پایان، کاهش پتانسیل هیدروکربورزایی و محتوای کربن آلی سنگهای منشأ و افزایش جریان حرارتی به سمت مرکز میدان و نسبت به میادین مجاور نمایانگر وجود بلندی کهن در امتداد گسل خارک ـ میش است. از سوی دیگر با توجه به وجود بلندی کهن در مرکز میدان و در نتیجه کم ژرفا بودن آن، وجود رودیستهای فراوانتر موجب تولید بیشتر در مرکز میدان شده است.
الهام اسدی مهماندوستی؛ بهرام علیزاده؛ محمد حسین آدابی
چکیده
میدان نفتی مارون، یکی از مهمترین میادین نفتی ایران در جنوب فروافتادگی دزفول شمالی در کمربند چینخورده زاگرس است که مورد بررسی ژئوشیمی آلی قرار گرفته است. 43 نمونه از سازندهای مخزن و منشأ گرو، گدوان، داریان، کژدمی، سروک، گورپی و پابده از چاههای متفاوت میدان نفتی مارون توسط پیرولیز راکایول تجزیه و بیتومن استخراج ...
بیشتر
میدان نفتی مارون، یکی از مهمترین میادین نفتی ایران در جنوب فروافتادگی دزفول شمالی در کمربند چینخورده زاگرس است که مورد بررسی ژئوشیمی آلی قرار گرفته است. 43 نمونه از سازندهای مخزن و منشأ گرو، گدوان، داریان، کژدمی، سروک، گورپی و پابده از چاههای متفاوت میدان نفتی مارون توسط پیرولیز راکایول تجزیه و بیتومن استخراج شده از 23 نمونه انتخاب شده با دستگاه کروماتوگرافی ستونی و گازی مورد مطالعه قرار گرفت. به منظور مقایسه بیتومن استخراجشده از سازندهای مورد بررسی، 5 نمونه نفت خام از مخزن بنگستان و یک نمونه از مخزن خامی مطالعه شده است. بررسی دادههای حاصل از پیرولیز راکایول نشان میدهد که نمونههای کژدمی و پابده با میانگین کل کربن آلی 13/4 درصد و S2 بیشتر از 12 میلیگرم هیدروکربن بر گرم سنگ دارای بیشترین مقدار درصد TOC و پتانسیل هیدروکربنزایی بالاتری نسبت به دیگر نمونهها هستند. بر مبنای نمودار HI در برابر Tmax و همچنین S2-TOC مشخص شد که کروژن موجود در سازندهای مورد مطالعه از نوع II است. همچنین سازندهای گرو، گدوان و کژدمی با رسیدن به مرحله کاتاژنز مسیر بلوغ حرارتی را طی کردهاند. تغییرات PI و Tmax در برابر ژرفا بیانگر این موضوع است که نمونههای پابده و گورپی بلوغ کمتری را نسبت به نمونههای کژدمی و گرو نشان میدهند. مطالعه کروماتوگرامها و نسبت تغییرات مقادیر Pr/nC17 در برابر Ph/nC18 نشان میدهد که نمونههای مورد مطالعه فاقد یا دارای مقدار کمی پدیده تخریب زیستی بوده و نفت خام مخزن بنگستان و خامی از سنگ منشأیی با کروژن نوع II در شرایط کاهیده تشکیل شده است.
بهرام علیزاده؛ سید حسین حسینی
چکیده
سازند سرگلو به دلیل ژرفای بسیار زیاد و گسترش محدود آن در فروافتادگی دزفول (منحصر به نواحی شمالی)، بسیار مورد توجه زمینشناسان و بویژه زمینشناسان نفت است. هدف از این مطالعه، بررسی پتانسیل هیدروکربورزایی و شرایط رسوبگذاری سازند سرگلو در شمال فروافتادگی دزفول است. بدین منظور 34 نمونه خرده سنگ حاصل از حفاری، از چـاههای 309، 310، 312 و 316 ...
بیشتر
سازند سرگلو به دلیل ژرفای بسیار زیاد و گسترش محدود آن در فروافتادگی دزفول (منحصر به نواحی شمالی)، بسیار مورد توجه زمینشناسان و بویژه زمینشناسان نفت است. هدف از این مطالعه، بررسی پتانسیل هیدروکربورزایی و شرایط رسوبگذاری سازند سرگلو در شمال فروافتادگی دزفول است. بدین منظور 34 نمونه خرده سنگ حاصل از حفاری، از چـاههای 309، 310، 312 و 316 میـدان نفتی مسجدسلیمـان که لایههای ژوراسیک را قطع کردهانـد، برداشـت و تجزیههای ژئوشیمیایی پیرولیز راکایول و پیرولیزــکروماتوگرافی گازی (Pyrolysis Rock-Eval 6 & PY-GC)، بر روی آنان صورت گرفت. نتایج حاصل از این آزمایشها نشان میدهد که این سازند با داشتن مقادیر بالای TOC، توان هیدروکربورزایی «بسیار خوب» دارد. استفاده از نمودار استاندارد ونکرولن تصحیح شده و همچنین نمودار HI در برابر Tmax به منظور بررسی کیفیت و بلوغ مواد آلی، نوع کروژن در چاههای 309، 310 و 312 را مخلوطی از انواع III-IV معرفی میکند. البته نوع اصلی کروژن در این چاهها نوع (تیپ) III-II میباشد و علت این اختلاف، کاهش مقادیر پارامتر HI در نتیجه بلوغ حرارتی بالا است. در چاه 316 کیفیت مواد آلی بهبود یافته است و کروژنهای مورد مطالعه تلفیقی از کروژنهای نوع III-II هستند. نمودار اسمیت رسم شده برای نمونهها نشان میدهد که در تمامی چاهها، نسبت S1/TOC بیشتر از 1/0 است و همه نمونهها در ژرفایی قرار دارند که شرایط لازم برای زایش هیدروکربور را دارند. نسبت Pr/n-C17 در برابر نسبت Ph/n-C18 حاصل از آزمایشهای تکمیلی نشان میدهد که محیط رسوبگذاری این سازند در بیشتر رخسارهها محیط دریایی است. بررسی پیروگرامها و ترموگرامهای حاصل نـشان میدهد که آلکانهای عادی در این طیفها دارای فراوانی کربنهای C15 –C20 بوده؛ این در حالی است که ترکیبهای عادی آلکانهای سنگین و بسیار سنگین فراوانی بسیار ضعیفی دارند. این امر بهدلیل بلوغ بالای حرارتی است که سازند سرگلو پشت سر نهاده است. در پایان میتوان گفت که بهطور کلی سازند سرگلو در میدان نفتی مسجدسلیمان به دلیل موقعیت خاص میدان در فروافتادگی دزفول متفاوت از دیگر میادین نفتی عمل کرده و دارای پتانسیل هیدروکربوری بسیار بالایی است و با توجه به ژرفای بسیار زیاد و واقع شدن در پایان پنجره نفتی در مرحله گاززایی قرار گرفته است.