مقایسه ژئوشیمیایی نفت های مخازن ایلام و سروک در میادین مارون و کوپال با استفاده از خواص فیزیکی و شیمیایی نمونه های مورد مطالعه

نویسندگان

1 دانشجوی کارشناسی ارشد، دانشگاه آزاد اسلامی، واحد علوم تحقیقات

2 دانشیار ژئوشیمی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران

3 استادیار شیمی آلی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران

چکیده

 
میادین نفتی مارون و کوپال از بزرگترین میادین ناحیه فروافتادگی دزفول است که در جنوب شرقی شهر اهواز  در مجاورت میدانهای نفتی آغاجاری و اهواز قرار گرفته است. سازندهای ایلام و سروک مخازن هیدروکربنی این دو میدان می باشند. بمنظور بررسی خصوصیات ژئوشیمیایی، نمونه نفتهای مخازن ایلام و سروک در میادین مورد مطالعه با استفاده از خواص فیزیکی و شیمیایی تحت آنالیز قرار گرفتند. بررسی خواص فیزیکی نمونه نفتهای مخازن یاد شده نظیر استفاده از درصد وزنی گوگرد، نسبت نیکل به وانادیوم، درجه API و دیگر پارامترهای فیزیکی حاکی از تشابه و بلوغ نسبتاً یکسان در نمونه های مورد مطالعه می باشد. مطالعه بیومارکرهای خانواده ترپانها و استرانهای تخلیص شده از برش اشباع و همچنین بررسی های ژئوشیمیایی نشان می دهد که هیدروکربن های تجمع یافته در مخازن یاد شده، از سنگ منشائی کربناته مشتق شده اند. کروژن سنگ منشاء احتمالی از نوع II و مخلوطی از نوع II و III می باشد. بررسی پارامترهای بلوغ بیومارکر حاکی از بلوغی متوسط در حد اوایل تا اواسط پنجره نفت زائی برای مواد آلی تولید کننده نفتهای تجمع یافته در این میدان می باشد. مطالعه اندیس اولینان نشانگر وجود مواد آلی با منشاء دریایی و حاکی از وجود سنگ مادر مولد نفت با سن قدیمی تر از کرتاسه می باشد.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Geochemical Comparison of Ilam and Sarvak oils in Marun and Kupal oilfields based on their physical and chemical properties of studied samples

نویسندگان [English]

  • Hanieh Jafari Darghahi 1
  • Mohmmadreza Kamali 2
  • Mahmoud Memariani 3
1 M.A.student Azad University , Ulom-Tahghighat Unit
2 Associate Professor of Geochemistry, R.I.P.I
3 Assistant Professor of Organic Chemistry, R.I.P.I
چکیده [English]

Marun and Kupal oilfields situated in south east of Ahwaz city next to Agha Jari and Ahvaz oilfields are among the largest oilfields in the Dezful Embayment. Ilam and Sarvak formations constitute the main reservoirs. In order to investigate geochemical characteristics, oil samples of Ilam and Sarvak reservoirs studied by analyzing their physical and chemical properties. Investigation based on physical properties including sulfur content (%), nickel to vanadium ratio, API gravity and other physical properties suggest similar maturities for the oil samples. Biomarkers study of extracted Terpanes and Steranes of saturate section reveals that accumulated hydrocarbons in understudy reservoirs were originated from carbonate source rock. The kerogen of source rocks is possibly type II or mixed of type II and III. Biomarker investigation also detected that the candidate source rock(s) are thermally mature. Studying of Oleanane index reveals that oils in Marun and Kupal oilfields were originated from marine organic matter. It also shows a pre-Cretaceous source rock(s).
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Geochemistry of Reservoir
  • Physical properties
  • Ilam and Sarvak formations
  • Marun and Kupal oilfields
  • Biomarker


فروافتادگی دزفول، به علت وجود لایه های رسوبی ضخیم و دارا بودن سنگهای منشاء مستعد (کژدمی و پابده)، سنگ مخزن و پوش سنگ مناسب، گسترش ناحیه ای و موقعیت استراتژیک یکی از اقتصادی ترین حوضه های هیدروکربوری ایران به شمار می رود. شباهت انواع نفت خام در فروافتادگی دزفول از سبک تا سنگین مبین وجود ارتباط بین نفت موجود در مخازن واقع در میدانهای نفتی در این ناحیه می باشد. ارزیابی ژئوشیمیایی هیدروکربنهای موجود در مخازن میادین این ناحیه و تطابق خصوصیات آنها و تعیین ارتباط احتمالی، از طریق آنالیزهای ژئوشیمیایی، اطلاعات ذیقیمتی جهت تعیین انطباق نفت با نفت و نفت با سنگ منشاء جهت دستیابی به روند کلی توزیع نفت در حوضه فروافتادگی دزفول را می تواند حاصل کند. از طرفی پیش بینی نفت در زونهای مختلف مخزن مانند تعیین API، گرانروی، مقدار واکس و گوگرد می تواند از نظر اقتصادی در توسعه میادین نفتی تأثیر به سزائی داشته باشد. میدان نفتی مارون با طول حدود ۶۵ کیلومتر و عرض متوسط ۷ کیلومتر می باشد. نفت این میدان در دو سازند آسماری و بنگستان قرار گرفته است که ذخایر قابل بازیافت آن ٥/۹ میلیارد بشکه و ذخایر گاز آن حدود ۴۵ تریلیون فوت مکعب برآورد شده است. نفت میدان مارون در سازند بنگستان ۶/١ درصد وزنی گوگرد دارد و درجه API آن ١/٣١ می باشد (Alizadeh et al. 2008). میدان نفتی کوپال در ناحیه دزفول شمالی به صورت تاقدیسی کشیده و تقریباً متقارن در حدود ۶۰ کیلومتری شرق-شمال شرق اهواز قرار دارد (شکل١). بلندی اصلی میدان در غرب قرار گرفته است و بر روی سطح تماس آب و نفت خود دارای ۴۰ کیلومتر طول و ۴ کیلومتر عرض می باشد، حال آنکه بلندی بخش شرقی با تنها چاه خود (کوپال٢) حدود ۸ کیلومتر طول و ٥/١ کیلومتر عرض داشته و از ستون نفت کمتری نیز برخوردار می باشد. ذخایر نفت میدان کوپال حدود ١/١ میلیارد بشکه و ذخایر گاز آن ٥/٥ تریلیون فوت مکعب برآورد می شود. نفت خام کوپال با درجه API ۶/٢۶ در سازند بنگستان، ٢ درصد وزنی گوگرد دارد. سنگهای مخزنی مورد مطالعه میادین مارون و کوپال، سازندهای ایلام و سروک است که غالبا دارای لیتولوژی کربناته هستند. هدف از انجام این مطالعه تعیین ویژگیهای فیزیکی و شیمیایی نفت میدان و تعیین شرایط رسوب گذاری و لیتولوژی سنگ منشاء احتمالی مولد آن، نوع و درجه بلوغ مواد آلی مولد آنها است.


شکل(١). موقعیت میادین مارون و کوپال در فروافتادگی دزفول

روش تحقیق
بمنظور انجام مطالعات ژئوشیمیایی بر روی نفت مخازن ایلام و سروک میادین مورد مطالعه، ابتدا 4 نمونه از چاه شماره 224 (مخزن ایلام) و شماره 225 (مخزن سروک) میدان نفتی مارون و چاه شماره 26 (مخزن سروک) و شماره 27 (مخزن ایلام) میدان نفتی کوپال از نمونه های مغزه استخراج شد. نفت استحصالی هر دو مخزن به منظور طی مراحل آماده سازی، پس از آسفالتن گیری با به کارگیری حلال پنتان نرمال، توسط تکنیک کروماتوگرافی ستونی با فاز ساکن آلومینا، سیلیکاژل و با استفاده از حلالهای نرمال هگزان، بنزن و اتانول جهت جدایش و تعیین درصد برشهای هیدروکربنی مورد تفکیک قرار گرفتند. پس از تهیه برشهای مختلف هیدروکربنی از نمونه ها، برش حاوی ترکیبات اشباع توسط تکنیک کروماتوگرافی گازی-طیف سنجی جرمی تحت آزمایش قرار گرفت. با استفاده از این ابزار می توان بیومارکرهای استرانها و هوپان ها را مورد مطالعه قرار داد. از این روش نیز در جهت تعیین شاخص محیط های رسوبی، تعیین درجه پختگی مواد آلی و نفت، تخریب میکروبی بهره می گیرند (Bordenave 1993). تکنیک کروماتوگرافی گازی-طیف سنجی جرمی همچنین اطلاعات ارزشمندی در رابطه با بیومارکرها در اختیار قرار می دهد که در جهت تفسیر شرایط محیط رسوبگذاری، منشاء، نوع و میزان بلوغ مواد آلی و تطابق نفت با نفت و تطابق نفت با سنگ منشاء مناسب است (Waples 1991). بمنظور مقایسه ژئوشیمیایی نفتهای مخازن ایلام و سروک از بررسی های مربوط به تعیین درجه API، گرانروی، مقدار گوگرد و اپزوتوپ پایدار کربن استفاده گردید.

بحث
با تلفیق مقادیر آسفالتن و رزین به عنوان برش ترکیبات قطبی و استفاده از برش هیدروکربن های اشباع و آروماتیک هر دو سازند، می توان به چگونگی توزیع نمونه ها از نقطه نظر کیفیت نفت ها پی برد. برای این منظور دیاگرام مثلثی (Tissot and Welte 1984) برای هیدروکربنهای هر دو سازند مخزنی ترسیم گردید. با توجه به محدوده قرارگیری نمونه های مورد مطالعه (شکل٢)، می توان خصوصیات شیمیایی یکسانی برای نمونه نفتهای مخازن مورد مطالعه( ایلام و سروک) در میدان نفتی مارون از نوع پارافینیک را نسبت داد. شایان ذکر است نفت مخزن سروک واقع در میدان نفتی مارون به واسطه بیشتر بودن مقادیر برش قطبی خود و کمتر بودن برش اشباع نسبت به نفت ایلام، اندکی خصوصیات نفتهای نفتنیک را نیز نشان می دهد. نفت مخزن سروک در میدان نفتی کوپال همانند مخزن سروک در میدان مارون دارای خصوصیات نفتهای پارافینیک می باشد. برخلاف مخزن ایلام واقع در میدان مارون، هیدروکربنهای این مخزن در میدان کوپال خصوصیات نفتهای آروماتیک حدواسط را نشان می دهند.


شکل(٢). دیاگرام مثلثی درصد برشهای تشکیل دهنده هیدروکربنهای مخازن ایلام و سروک
در میادین مورد مطالعه


با توجه به الگوی کروماتوگرام که مربوط به توزیع استران ها در نمونه های چاههای مورد مطالعه می باشد، استرانهای C27,C28 فراوانی نسبی بیشتری را نسبت به استرانهای C29 نشان می دهند. مقدار غلظت استرانها در نمونه های نفتی به صورت C29<C28<C27 می باشد. کروماتوگرامهای مربوط به توزیع استران ها (m/z=217) و هوپان ها (m/z=191) تطابق نسبتاً خوبی بین نفت مخازن ایلام و سروک بجز مخزن سروک واقع در میدان نفتی کوپال، در میادین مورد مطالعه نشان می دهد (شکل٣و۴). اختلاف در مخزن سروک واقع در میدان مارون می تواند به علت بلوغ بالا یا مهاجرت طولانی آنها باشد(Alizadeh et al. 2005). زیرا میزان پارافین در آن بالا بوده و از درصد آروماتیک و آسفالتن کمی برخوردار می باشد. از طرف دیگر ترسیم دیاگرام Pri/nC17 در مقابل (Connan and Cassou 1980) Phy/nC18 نمونه نفتها نیز تأیید کننده تفسیر صورت گرفته در مورد مهاجرت طولانی و نیز عدم تخریب زیستی در نمونه نفت مخزن سروک در میدان کوپال می باشد (شکل۵). همچنین ترسیم این نمودار بیانگر شرایط محیط رسوبگذاری احیایی تا نیمه احیایی برای سنگ منشاء احتمالی مولد این نفتها می باشد که احتمالاً از کروژن نوع II و مخلوطی از کروژن های نوع II و III مشتق شده اند.

 

 


شکل(٣). کروماتوگرامهای مربوط به توزیع استران ها (m/z=217)

 

 

 

شکل(۴). کروماتوگرام های مربوط به توزیع هوپان ها (m/z=191)


بمنظور تعیین منشاء مواد آلی و لیتولوژی سنگ مادر مولد احتمالی نفتهای میادین مورد مطالعه، از دیاگرام مثلثی بیومارکرهای استرانهای C27,C28,C29 (Huang and Meinschein 1979) استفاده گردید (شکل٦). از طرفی با توجه به مقدار پایین اندیس اولینان (کمتر از ١۰ درصد) (Kamali and Ghorbani 2006) در نمونه نفتهای مورد نظر نیز تأیید کننده تفسیر صورت گرفته در مورد منشاء مواد آلی و لیتولوژی سنگ مادر مولد نفتهای موجود در مخازن مورد نظر می باشد.
با توجه به دیاگرام مثلثی فوق و نحوه توزیع مقادیر درصد بیومارکرهای استرانی نمونه نفتهای مورد مطالعه می توان گفت، منشاء نفتهای تجمع یافته در این مخازن غالبا دارای منشاءای دریایی بوده است.
Tricyclic Terpanes و Tetracyclic Terpanes ترکیباتی مقاوم در برابر تخریب میکروبی هستند (Kamali and Ghorbani 2006). از اینرو بمنظور بررسی دقیق نمونه نفتهای مخازن مورد مطالعه در میادین مارون و کوپال از این ترکیبات استفاده گردید.
ترسیم نمودار Tricyclic Terpane C22/C21 در مقابل Tricyclic Terpane C24/C23 (Zumberge and Romos 1996) مشخص کننده سنگ منشاءای کربناته دریایی می باشد (شکل۷).


شکل(۵). نمودار تغییرات مقادیر Pri/n-C17 در مقابل Phy/n-C18

شکل(۶). دیاگرام مثلثی مقادیر بیومارکرهای استرانی C27,C28,C29 به منظور شناسائی محیط رسوبگذاری سنگهای منشاء نفت مخازن ایلام و سروک در میادین مورد مطالعه

شکل(۷). موقعیت نمونه های مورد مطالعه در نمودار تغییرات مقادیر نسبت ترپانهای سه حلقه ای C22/C21 در برابر C24/C23

برای تشخیص موقعیت عرض جغرافیایی سنگ منشاء تشکیل دهنده دو میدان و لیتولوژی آنها، از نسبت تغییرات استران به هوپان (Sterane/Hopane) در برابر نسبت استرانهای C27/C29 استفاده می شود(Andrusevich et al. 2000) .تقریباً همه نمونه های نفتی مورد مطالعه در این نمودار محیط هائی با عرض جغرافیایی پائین را نشان می دهند (شکل۸).


شکل(۸). نمودار تغییرات مقادیر نسبت C27/C29 Steranes در برابر مقادیر Steranes/Hopanes

مقادیر ترپانهای چهار حلقه ای با افزایش بلوغ بیشتر می شود .(Behar and Albrecht 1984) با توجه به مقادیر ترپانهای چهار حلقه ای موجود در نمونه های مورد مطالعه نفت مخازن مورد مطالعه تقریباً بلوغ یکسان را نشان می دهند.
مهمترین پارامترهائی که می تواند سنگهای منشائی با سن کرتاسه یا جوانتر را از سنگهای منشاء قدیمی تر تفکیک نماید استفاده از نسبت Oleanane/Oleanane+Hopane می باشد(Peters et al. 1999) . با توجه به عدم وجود اولینان در کروماتوگرامهای مربوط به نمونه نفتهای مخازن مورد مطالعه، می توان پیشنهاد کرد که که این نفتها از سنگ منشأهایی با سنی قدیمی تر از کرتاسه زایش یافته اند.
چهت تعیین بلوغ نفتهای خام و زمان تشکیل آنها از سنگهای منشاء می توان از نمودار استاندارد تغییرات نسبت C32-Hopane 22S/22S+22R در برابر C29-Sterane (20S/20S+20R) استفاده نمود (Ourisson et al. 1984) .نفتهای مورد مطالعه با قرار گرفتن در یک محدوده معین، در ابتدا تا اواسط پنجره نفت زائی تشکیل شده اند و بلوغ نسبتاً بالایی را نشان می دهند (شکل۹).


شکل(۹). نمودار تغییرات مقادیر هوپان C32 22S/22S+22R در برابر استران C29 20S/20S+20R به منظور تعیین بلوغ نفتهای مخازن ایلام و سروک در میادین مورد مطالعه

جهت ارزیابی و چگونگی توزیع آلکانهای نرمال و ایزوپرینوئیدهای نمونه نفتهای مخازن میادین مورد مطالعه، براساس پارامترهای بدست آمده از کروماتوگرامهای گازی نفتها، دیاگرام ستاره ای (Kaufman et al. 1990) ترسیم گردید. همان طور که از شکل(١۰) پیداست، همپوشانی نسبتاً خوبی در مقادیر آلکانهای نرمال و نسبتهای ایزوپرینوئیدها برای نفتهای تحت مطالعه دیده می شود. البته اندکی تفاوت جزئی در مقادیر C29/C30, C27/C28 و C31/C32 در مخزن میدان نفتی کوپال دیده می شود که می تواند مربوط به سنگ منشاء این نفتها یا مرتبط با تغییرات ثانویه باشد. در مجموع ارتباط ژنتیکی بین نمونه ها به خوبی دیده می شود.



شکل(١۰). دیاگرام ستاره ای آلکانهای نرمال و نسبتهای ایزوپرینوئیدها نمونه نفتهای مخازن ایلام و سروک

بمنظور مشخص کردن چگونگی رابطه ژنتیکی بین نفتها از عمل تطابق استفاده می شود (Waples and Curiale 1999). جهت مقایسه نفتهای مخازن ایلام و سروک در میادین مارون و کوپال از پارامترهای تطابق استفاده گردید. بطور کلی چگالی نفت در گروه بندی اولیه و شناسائی ژنتیکی انواع مختلف نفت خام مفید است.(Kamali and Ghorbani 2006) از آنجائی که اکثر نفتهای سنگین با درجه API پایین در نتیجه تخریب میکروبی نفتهای بالغ به وجود می آیند یا حاصل تولید اولیه سنگهای منشاء با بلوغ پایین هستند و سنگهای با درجه API بالا از سنگهای منشاء با بلوغ بالا یا در اثر شکست حرارتی نفتها در مخازن به وجود می آیند، درصد اجزای پارافینی، نفتنی و آروماتیکها تأثیر بسزائی در درجه API نفت دارند (Kamali and Ghorbani 2006) .مقایسه درجه API نفتهای موجود در مخازن مورد مطالعه (جدول١) نیز تأیید کننده مطلب ذکر شده است. همانطور که در جدول (١) مشاهده می شود درجه API نفتهای موجود در مخزن ایلام در میادین مارون و کوپال و نفت مخزن ایلام در میدان کوپال دارای درجه API بیش از ٣۰ می باشند و این مؤید آن است که این نفتها از درجه بلوغ بالایی برخوردارند. نفت موجود در مخزن سروک واقع در میدان نفتی مارون دارای درجه API کمتری نسبت به سایر نمونه های نفتی مورد مطالعه می باشد این اختلاف را می توان مربوط به منشاء این نفتها و یا مرتبط با تغییرات ثانویه در سازند دانست.
با افزایش دما، گرانروی نفت کاهش یافته و نفت سبک تر می شود. نتایج بدست آمده حاصل از مطالعه ویژگیهای فیزیکی نیز بیانگر آن است که با افزایش دما با شکسته شدن ترکیبات سنگین مولکولهای هیدروکربن، از میزان گرانروی نفتها کاسته شده و بر درجه API آن افزوده می گردد. نتایج نیز حاکی از سنگین تر بودن نفت موجود در مخزن سروک واقع در میدان مارون نسبت به دیگر نمونه ها می باشد.
در جائی که تخریب میکروبی عامل اصلی باشد مقدار سولفور به مقدار قابل توجهی افزایش می یابد (Kamali and Ghorbani 2006) .مقدار بالای سولفور در مخزن سروک واقع در میدان نفتی مارون در مقایسه با سایر نفتهای مورد مطالعه می تواند مرتبط با تخریب میکروبی باشد. اگرچه اثری از تخریب میکروبی در کروماتوگرامهای مربوط به برش اشباع نفت مخزن سروک در میدان مارون مشاهده نمی شود.
جهت تعیین منشاء و محیط رسوبگذاری سنگ منشاء از نسبت نیکل به وانادیوم نیز استفاده می گردد (Kamali and Ghorbani 2006) .نتایج حاصل از بررسی درصد وزنی نیکل و وانادیوم و نسبت Ni/V بیانگر تولید نفت ها از سنگ های منشاء دریایی در یک شرایط احیایی است. مطالعه اندیس CPI حاکی از بلوغ مواد آلی تشکیل دهنده نفتهای موجود در مخازن ایلام و سروک در میادین مورد مطالعه می باشد.اندازه گیری اندیس CPI نشان از بلوغ بیتومن دارد (Kamali and Ghorbani 2006).
با افزایش عمق مقدار پارافین بالا می رود و بالاترین مقدار گوگرد نیز در کم عمق ترین نمونه ها موجود می باشد (Gabrieylan 1962). همانگونه که در داده های جدول (١) مشاهده می شود مخزن سروک در میدان نفتی کوپال بالاترین درجه API را نسبت به سایر نمونه های مورد بحث دارد.

جدول١. نتایج حاصل از بررسی پارامترهای فیزیکی نفتها در مخازن ایلام و سروک در میادین مورد مطالعه
CPI V-Ni (ppm) V Ni Sulfur Wt% Kin.Viscosity Cst Pour Point˚C API Sp.Gr 60/60F Reservoir Depth (m) Well No. Oilfield
40°C 20°C 10°C
0.98 7.9 34.1 1.36 6.3 12.37 23 -15 32.37 0.86 Ilam *** 224 Marun
0.92 18.3 62.6 2.37 18.75 47 90.57 -18 25.65 0.90 Sarvak 3654 225 Marun
0.98 2.6 8.8 1.52 4.99 9.34 16.2 -18 33.48 0.86 Sarvak 4396 26 Kupal
1 5.6 22.1 1.5 5.25 9.8 15.26 -24 32.92 0.86 Ilam *** 27 Kupal



نتیجه گیری
با توجه به مطالعات ژئوشیمیایی انجام شده بر روی نمونه های نفت مخازن ایلام و سروک در میادین مورد مطالعه می توان چنةن نتیجه گرفت که از نظر غلظت و توزیع مقادیر برشهای هیدروکربنی نفت هر دو مخزن تقریباً مشابه بوده و به طور کلی الگوی یکسانی را دارند. هر چند تفاوت های اندکی در میان آنها قابل مشاهده می باشد. عموماً هیدروکربنها خصوصیات نفتهای پارافینیک را نشان می دهند. نفت مخزن سروک واقع در میدان نفتی مارون پارافینیک متمایل به نفتنیک بوده در حالیکه نفت مخزن ایلام واقع در میدان کوپال کاملاً آروماتیک می باشد. کروماتوگرام های مربوط به توزیع استرانها (m/z=217) و هوپان ها (m/z=191) تطابق نسبتاً خوبی بین نفت مخازن ایلام و سروک در میادین مورد مطالعه نشان می دهد. با توجه به مطالعات بیومارکرها می توان خصوصیات سنگ منشاءای کربناته نهشته شده در شرایط احیایی را به سنگ مادر این نفتها نسبت داد. نتایج مطالعات نشان دهنده این مطلب است که کروژن مولد این نفتها کروژنی از نوع II و مخلوطی از II و III بوده است. مطالعه C27,C28 و C29 بیومارکرهای استرانی حاکی از منشاء دریایی مواد آلی تولید کننده نفت بهمراه ورود اندکی مواد آلی قاره ای می باشد. حضور ترپانهای سه حلقه ای Tricyclic Terpanes ، استفاده از نسبت Oleanane/Oleanane+Hopane، نسبت استرانهای C28/C29 و سایر پارمترها نشان از سنگ منشاء کربناته با سن قدیمی تر از کرتاسه دارند. از نظر میزان بلوغ، بررسی بیومارکرهای شاخص بلوغ خانواده هوپانها و استرانها، معرف بلوغی تقریباً یکسان در حد اوایل تا اواسط پنجره نفت زایی می باشند. مطالعه خواص فیزیکی نیز تفسیر صورت گرفته در مورد منشاء و محیط رسوبگذاری مواد آلی و بلوغ سنگ منشاءهای تشکیل دهنده مخازن مورد مطالعه واقع در میادین مارون و کوپال را تأیید می کند.

 

- Alizadeh, B., Adabi, M.H., and Tezheh, F., 2005, Oil correlation of Asmari and Bangestan reservoirs using Gas Chromatography (GC) and stable isotopic s of carbon and sulfur in Marun oilfields. SW.Iran. Iranian Journal of Science and Technology.

- Alizadeh, B., Ghalavand, H., and Fajrak, M.M., 2008, the study of Bangestan reservoir’s oil using chromatography. SW .Iran. The 26th symposium on Geosciences.

- Andrusevich, V.E., Engel, M.H., and Zumberge, J.E., 2000, Effects of paleolatitude on stable carbon isotope composition of crude oils: Geology, v.28, p. 845-850.

 -Behar, F.H., and Albrecht, P., 1984, Correlations between carboxylic acids and hydrocarbons in several crude oils. Alteration by biodegradation: Organic Geochemistry, v.6, p. 505-604.

- Bordenave,. M.L., 1993, Applied petroleum geochemistry, Edition Technip, Paris, 524 p.

- Connan, J., and Cassou, A.M, 1980, Properties of gases and petroleum liquids derived from terresterial kerogen at various maturation levels. Geochemica et Cosmochimica Acta, v.44, p.1-23.

- Gabrieylan, A. G., 1962, on the formation of oil and gas pools in the Volgograd-Volga region. Geologicheskoe stroenie neftegazonosnost’ Volgograd-skoi oblasti, 1, p. 248-273

- Huang,W.Y., and Meinschein,W.G., 1979, Sterol as ecological indicator: Geochimica et Cosmochimica Acta,v.43, p.739-745.

- Kamali, M.R., and Ghorbani, B., 2006, Organic geochemistry from phytoplankton to oil production. Arian press, Tehran, 318 p.

- Kaufman,R.I, Ahmad,A.S., and Elsinger, R.J., 1990, Gas chromatography as development and production tools for fingerprinting oils from indivitual reservoirs:application in the gulf of Mexico.In:GCSSEPM foundation Ninth annual Research in Conference Proceedings, p.263-282.

- Ourisson,G., Albrecht, p., and Rohmer,M., 1984, The microbial origin of fossil fuels: Scientific American. v.251, p.44-51.

- Peters, K.E., Clutson, M.J., and Robertson, O., 1999, Mixed marine and lacustrine input to an oil-cemented sandstone breccias from Brora, Scotland: Organic Geochemistry, v.30, p. 237-248

- Tissot, B.P., and Welte, D.H, 1984, Petroleum Formation and Occurrence.2nd Edition. Springer-Verlog. New York.

- Waples,D.W, 1991, Biomarker for geologist. A practical guide to the application of Steranes and teriterpanes in petroleum geology. AAPG Methods in exploration series 9.

- Waples, D.W., and Curiale, J.A., 1999, Oil-oil and oil-source rock correlations. In: Beaumont, E.A., Foster, N.H. (Eds.), Exploring for Oil and Gas Traps: American Association of Petroleum Geologist, Tulsa, Oklahoma, p. 8-71.

- Zumberge, J.E., and Romos, S., 1996, Classification of crude oils based on genetic origin using multivariate modeling techniques. Presented at the 13th Australian Geological convention, Canberra, Australia.