داده‎های بیومارکری نمونه‎های نفت خام و بیتومن استخراج‎شده از سنگ‎های منشاء واقع در میدان نفتی مارون

نویسندگان

1 گروه زمین شناسی دانشگاه شهید بهشتی

2 دانشیار گروه زمین شناسی دانشگاه شهید بهشتی

3 دانشیار گروه زمین شناسی دانشگاه شهید چمران

چکیده

میدان نفتی مارون یکی از مهمترین میادین نفتی ایران در جنوب فروافتادگی دزفول شمالی در کمربند چین‎خورده زاگرس است که تحت مطالعه ژئوشیمی آلی قرار گرفته است. 23 نمونه بیتومن استخراج شده از سازندهای مخزن و منشاء گرو، گدوان، داریان، کژدمی، سروک، گورپی و پابده از چاه‎های متفاوت میدان نفتی مارون برای اولین بار انتخاب و با دستگاه کروماتوگرافی گازی- طیف‎سنج جرمی (GC-Ms) آنالیز و مورد مطالعه ژئوشیمیایی و بیومارکری قرار گرفت. به منظور مقایسه بیتومن استخراج‎شده از مخزن بنگستان، تعداد 5 نمونه نفت خام از مخزن بنگستان و یک نمونه از مخزن خامی نیز مطالعه شده است.‌ نسبت‎های بیومارکرهای مختلف از برش‎های اشباع و آروماتیک از قبیل نمودار تغییرات استران C29/C27 (R) در برابر نسبت Pr/Ph، تغییر مقادیر استران‎های C29، C28، C27، وجود مقادیر کم شاخص گاماسران، تغییرات نسبت ترپانهای سه‌حلقه‌ای C22/C21 در مقابل C24/C23، نسبت پائین ترپان‎های سه‌حلقه‌ای C26/C25 در برابر مقادیر بالای C31R/C30Hopane، استفاده از نمودار تغییرات نسبت استران C27 (Dia/Dia+Reg) در برابر مقادیر Pr/(Pr+Ph) و نمودار استاندارد تغییرات مقادیر نسبت دی‎بنزوتیوفن به فنانترن (Dibenzothiophene/Phenanthrene) در برابر نسبت پریستان به فیتان (Pr/Ph) نشان‎دهنده تشکیل آنها از سنگ منشاء شیلی-کربناته است.تغییرات نسبت C32-hopane 22S/(22S+22R) در برابر C29-Sterane 20S/(20S+20R)، شاخص متیل‎فنانترن-1 و تغییرات نسبت‎های ایزومری 20S/(S+R) در مقابل abb/(abb+aaa) برای استران ‍C29 نشان می‎دهد که سنگ یا سنگ‎های مولد نفت خام مخزن بنگستان و خامی وارد پنجره نفتی شده‎اند در حالی که نمونه‎های بیتومن کژدمی، گرو و گدوان در مرحله اولیه تشکیل نفت بوده و نمونه‎های آلی گورپی و پابده با قرار گرفتن در محدوده نابالغ، بلوغ کمتری را نسبت به سایر نمونه‎ها نشان می‎دهند. تغییرات C21/(C21+C29) Sterane ، C27/(C27+ C29) Sterane و MPR در برابر عمق نشان می‎دهد که با افزایش عمق، بلوغ حرارتی از نمونه‎های پابده و گورپی به سمت کژدمی و گرو افزایش می‎یابد.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Biomarker data of Crude Oils and Extract Bitumens of Source Rocks in Marun Oil Field

نویسندگان [English]

  • A Asadi 1
  • M.H Adabi 2
  • B Alizada 3
چکیده [English]

Marun Oilfield is one of the main Iranian Oilfield in Dezful Embayment, Zagros area which was studied geochemically in this paper. Twenty three extracts bitumens from different source and reservoir rocks including Garue, Gadvan, Dariyan, Kazhdumi, Sarvak, Gurpi and Pabdeh formations from different oil wells were analyzed by Gas Chromatography Mass Spectrometry (GC-MS), to evaluate their biomarker content. In addition, five crude oils of Bangestan and one crude oil of Khami reservoirs were studied geochemically to compare with extract bitumen.
Different saturate and aromatic biomarkers ratios such as C29/C27 (R) vs. Pr/Ph diagram, variation of C27, C28, C29 sterane, low amount of Gammacerane, variation of C22/C21 vs., C24/C23 Tricyclic Terpanes, low amount of C26/C25 in compare with higher amounts of C31R/C30Hopane, C27 (Dia/Dia+Reg) Diasterane vs. Pr/(Pr+Ph) and standard diagram of Dibenzothiophene/Phenanthrene vs. Pr/Ph indicate that studied oils were generated from shaly carbonates source rock(s).
C32-hopane 22S/(22S+22R) vs. C29-Sterane 20S/(20S+20R), methylphenanthrenes Index-1 and C29 20S/(S+R) vs., C29 abb/(abb+aaa) show that Bangestane and Khami crude oils are situated in oil window while Kazhdumi, Garue and Gadvan organic matter are at the beginning of oil window. Based on different biomarker parameters, Gurpi and Pabdeh samples located in immature zone and show low thermal maturity in compare with other samples. Variation of C21/(C21+C29) Sterans, C27/(C27+ C29) Sterans and MPR value versus depth indicate that thermal maturity increased with increasing depth from Pabdeh and Gurpi to Kazhdumi and Garue samples.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Gas Chromatography
  • Keywords: Gas Chromatography- Mass Spectrometry
  • Mass Spectrometry
  • Thermal maturity
  • Extract bitumen
  • Biomarker
  • Bangestan reservoir
  • Marun oil field


بیومارکرها فسیل‎های مولکولی پیچیده‎ای هستند که شکل و ساختار کربن آنها مشابه موجودات زنده تولیدکننده آنها است. از آنجایی که بیومارکرها در نفت‎های خام و بیتومن‎های استخراج‎شده از سنگ‎های منشاء قابل اندازه‎گیری هستند، لذا اطلاعاتی را در مورد مواد آلی موجود در سنگ‎های منشاء، شرایط محیط رسوبی در حین ته‎نشست و تدفین (دیاژنز)، بلوغ حرارتی نمونه‎های سنگ و نفت خام، درجه تجزیه زیستی، لیتولوژی سنگ منشاء و سن آن در اختیار قرار می‎دهند (Peters et al. 2005). چگونگی توزیع بیومارکرها می‎تواند برای تطابق نفت و بیتومن‎های استخراج شده سنگ منشاء یا نفت-نفت مورد استفاده قرار گیرد (Curtis 2004; Li et al. 2006; Justwan et al. 2006; Alizadeh et al. 2007).
مهمترین و جامع‎ترین مطالعه‎ای که در مورد پراکندگی سنگ‎های منشاء و بلوغ نفت‎های حاصل از آن در حوضۀ کوهزایی زاگرس با استفاده از ایزوتوپ کربن، گوگرد و بیومارکرها صورت گرفته، مربوط به بوردینو و بروود
(Bordenave and Burwood 1990) است. این دو با استفاده از داده‌های راک- ایول 2، سازند پابده را به عنوان سنگ منشاء اصلی برای میادین شمال شرق فروافتادگی دزفول و سازند کژدمی را به عنوان سنگ منشاء اصلی میادین نفتی منطقه معرفی نمودند.
علیزاده و همکاران (Alizadeh et al. 2007) با مطالعه ژئوشیمیایی نفت‎های خام مخزن بنگستان و خامی در میدان نفتی مارون، به این نتیجه رسیدند که منشاء آلودگی به گاز H2S در مخزن آسماری، مخزن بنگستان است.
در این مطالعه میدان نفتی مارون به عنوان یکی از مهمترین میادین نفتی ایران در حوضه رسوبی زاگرس (با امتداد شمال‎غرب- جنوب شرق) انتخاب و 6 نمونه نفت خام از مخازن بنگستان و خامی و 23 نمونه از سنگ‎های منشاء و مخزن متفاوت میدان نفتی مارون شامل سازندهای گرو، گدوان، داریان، کژدمی، سروک، گورپی و پابده انتخاب و پس از بیتومن‎گیری و آنالیز توسط دستگاه کروماتوگرافی گازی- طیف‎سنج جرمی، مورد مطالعه ژئوشیمیایی و بررسی بیومارکرها قرار گرفتند.
هدف از این مطالعه تعیین خصوصیات ژئوشیمیایی، بررسی بلوغ حرارتی، تعیین لیتولوژی سنگ منشاء نفت خام مخزن خامی و بنگستان و بررسی داده‎های بیومارکری در میدان نفتی مارون می‎باشد.
زمین‎شناسی منطقه
میدان نفتی مارون در جنوب فروافتادگی دزفول شمالی بخشی از کمربند چین خوردة زاگرس و در میانة این ساختمان، در امتداد تاقدیس‎های آغاجاری و رامین قرار گرفته است (شکل 1). میدان مارون با روند شمال غربی- جنوب شرقی در قسمت غربی تا مرکزی و روند شمال شرقی ـ جنوب غربی در قسمت انتهای شرقی امتداد یافته است و دارای 5/63 کیلومتر طول و به‎طور متوسط 7 کیلومتر عرض می‎باشد. تاکنون 320 حلقه چاه در این میدان حفاری گردیده است (شایسته 1381).
در چهارچوب تکتونیکی پیچیدة خاور میانه، کمربند چین خوردة زاگرس یک مرحلة تغیر شکل یافته از حوضة رسوبی زاگرس است که تا شمال شرقی حاشیة قاره‎ای آفرو-عربی گسترش دارد. این کمربند از زمان کرتاسه تا عهد حاضر تحت کوهزایی زاگرس بوده و در جنوب شرقی تراف ترکیه، شمال سوریه، شمال شرقی عراق و غرب و جنوب ایران گسترش دارد (Alavi 2004, 2007).
ساختار زمین‎شناسی و چینه‎شناسی فروافتادگی دزفول و به تبع آن میدان نفتی مارون در حین کرتاسه بالایی تا اوایل دورة ترشیاری به شدت تحت تاثیر فعالیت‎های تکتونیکی زاگرس بوده است.
سازندهای مشاهده شده در فروافتادگی دزفول (James and Wynd 1965) و میدان نفتی مارون به شرح زیر می‎باشد (شکل 2):
- سازند سرگلو (ژوراسیک): لیتولوژی شیلی و آهکی، سنگ منشاء،
- سازند گرو (نئوکومین): لیتولوژی مارنی پیریتی به رنگ قهوه‎ای تیره در تناوب با سنگ آهک‎های آرژلیتی، سنگ منشاء،
- سازند گدوان (نئوکومین بالایی- آپتین): سنگ آهک نریتیک و آرژلیتی، سنگ مخزن،
- سازند داریان (آپتین): سنگ آهک اوربیتولین‎دار به همراه مقادیر کمی سیلیس سنگ مخزن،
- سازند کژدمی (آلبین- سنومانین پایینی): مارن‎های تیره به همراه شیل و سنگ آهک‎های آرژیلیتی تیره رنگ، سنگ منشاء،
- سازند سروک (سنومانین): سنگ ‎آهک‎های سفید رنگ، توده‎ای، دارای چرت و رودیست، سنگ مخزن،
- سازند ایلام (سانتونین- کامپانین): سنگ‎ آهک‎های رسی دانه ریز پلاژیک خاکستری رنگ با لایه‎‎بندی منظم و
میان‎لایه‎های نازک شیل، سنگ مخزن،
- سازند گورپی (سانتونین- مایستریشین): مارن‌های تیره خاکستری، شیل و کمی آهک مارنی خاکستری، سنگ منشاء،
- سازند پابده (پالئوسن- الیگوسن): شیل‎های سیاه به همراه سنگ آهک‎های نازک آرژلیتی، سنگ منشاء،
- سازند آسماری (الیگوسن- میوسن پایینی): سنگ آهک نریتیک، سنگ مخزن،
- سازند گچساران (میوسن پایینی): تناوبی از نهشته‎های تبخیری، هالیت، مارن و سنگ آهک، پوش سنگ،
- سازند میشان (میوسن پایینی و میانی): مارن‎های خاکستری و آهک‎های صدف‎دار،
- سازند آغاجاری (میوسن پایینی تا پلیوسن): ماسه‎سنگ‎های آهکی قهوه‎ای تا خاکستری، مارن‎های قرمز ژیپس‎دار و سیلتستون،
- سازند بختیاری ( پلیوسن پایینی تا پلئیستوسن): تناوبی از کنگلومرای سخت و مقاوم و ماسه‎سنگ کنگلومرایی در قاعده و در سایر بخش‎ها کنگلومرای توده‎ای.

شکل 1- نمایش موقعیت ساختمانی سه زون ایجاد شده توسط کمربند رانده ـ چین‎خورده زاگرس و موقعیت میدان نفتی مارون در مقابل میدان‎های نفتی همجوار (اقتباس با تغییراتی از (Sepehr and Cosgrove 2004 .

 

 

 

 

 

 

 

 


شکل 2- نقشه تطابق چینه‌ای در مناطق لرستان، خوزستان، فارس ساحلی و فارس داخلی (Sepehr and Cosgrove 2004).

روش‎های مطالعه
جهت انجام این مطالعه تعداد 23 نمونه خرده سنگ با کل کربن آلی مناسب (TOC بیشتر از 1 درصد) از 6 حلقه چاه به شماره‎های 43، 123، 204، 218، 291 و 222 با توجه به موقعیت هر یک از چاه‎ها در نقشه UGC و بررسی کامل لاگ‎های گرافیکی جهت استخراج بیتومن انتخاب شدند (شکل 3). بین 10 تا 25 گرم سنگ پودر شده از هر نمونه برحسب لیتولوژی و TOC موجود درون انگشتانه سلولزی قرار داده و بیتومن موجود در آنها توسط دستگاه سوکسله و محلول کلروفورم به مدت 72 ساعت استخراج گردید.
برای رسوب آسفالتن موجود در بیتومن‎ها از محلول n هگزان استفاده شد. سپس اجزاء اشباع، آروماتیک و رزین مالتن توسط کروماتوگرافی ستونی مایع، به ترتیب با حلال‎های n هگزان، بنزن و متانول تفکیک و درصد آنها تعیین گردید.
همچنین به منظور تطابق نمونه‎های سنگ منشاء با نفت خام، تعداد 5 نمونه نفت خام مخزن بنگستان از چاه‎های شمارة 240، 249، 237، 305 و 224 و یک نمونه نفت خام مخزن خامی (چاه شمارة 5) انتخاب و اجزاء اشباع، آروماتیک و رزین آنها توسط ستون کروماتوگرافی مایع مطابق با روش ذکر شده جدا و درصد آن‎ها تعیین گردید.
جهت شناسایی هیدروکربن‎ها و ترکیبات مختلف آلکان‎های نرمال، ایزوپرنوئیدهای پریستان و فیتان، اجزای اشباع نمونه‎های نفتی و بیتومن استخراج شده توسط دستگاه کروماتوگرافی گازی در دانشگاه شهید چمران اهواز مورد آنالیز قرار گرفت. طول ستون مویینه انتخاب شده دستگاه ،GC 25 متر، قطر آن 22/0 میلی‎متر، دمای اولیه آن 50 درجه سانتی‎گراد و دمای نهایی 320 درجه سانتی‎گراد بود. همچنین گاز حامل هلیم بوده و از گاز هیدروژن جهت شعلة آشکارگر FID استفاده گردید.
جهت تکمیل مطالعات بیومارکری برش‎های اشباع و آروماتیک توسط دستگاه کروماتوگرافی گازی طیف‎سنج جرمی واقع در انگلستان، دانشگاه آبردین (University of Aberdeen, UK) مورد آنالیز قرار گرفتند. دستگاه کروماتوگرافی گازی از نوع HP5890 به همراه طیف‎سنج جرمی Hewlett Packard HP5970 بوده است. برنامه دمایی دستگاه طوری تنظیم شد که دمای ابتدایی را به ازای هر 4 درجه سانتی‎گراد بر دقیقه از 60 درجه سانتی‎گراد به 325 درجه سانتی‎گراد برساند.
لازم به ذکر است که برای تعیین مقدار کمی بیومارکرهای مورد مطالعه، مقادیر مشخصی از استاندارد d4- Cholestane به برش‎های اشباع و آروماتیک قبل از تزریق به دستگاه GC-Mass اضافه شد.
بیومارکرهای مطالعه شده توسط دستگاه طیف‎سنج جرمی عبارتند از:
hopanes (m/z 191), methyl hopanes (m/z 205), steranes (m/z 217, 218), diasteranes (m/z 259), phenanthrene (m/z 178), methylphenanthrenes (m/z 192) and triaromatic steroids (m/z 231).
همچنین از آنالیزهای آماری Principle Component Analysis (PCA) برای تعیین توزیع نمونه‎ها و مطالعه سنگ‎های منشاء با توجه به نرم‎افزار SPSS17 استفاده گردید.
بحث و بررسی
بررسی اجزای اشباع و آروماتیک 5 نمونه نفت خام از مخزن بنگستان، یک نمونه نفت خام از مخزن خامی و همچنین بیتومن‎های استخراجی از سازندهای پابده (3 نمونه)، سروک (2 نمونه)، گورپی (2 نمونه )، کژدمی (11 نمونه)، داریان (2 نمونه)، گدوان (2 نمونه) و گرو (1 نمونه) از چاه‎های متفاوت میدان مارون نفتی توسط آنالیز کروماتوگرافی گازی - طیف‎سنج جرمی به مطالعه بیومارکرهای متفاوت نفتی پرداخته شد. نمونه‎ای از کروماتوگرام‎های مورد مطالعه اجزای اشباع و آروماتیک نفت خام چاه شماره 237 مخزن بنگستان به عنوان نمونه شاهد، در شکل 4 نشان داده شده است. در جدول 1 نسبت‎های متفاوت بیومارکرهای محاسبه شده مورد استفاده ذکر شده است. از این نسبت‎ها جهت تعیین شرایط محیط رسوب‎گذاری سنگ‎های منشاء، تعیین لیتولوژی سنگ منشاء تشکیل‎دهنده نفت و بیتومن و بررسی روند بلوغ حرارتی در نمونه‎های مورد مطالعه کمک گرفته شد.


شکل 3- موقعیت نمونه‎های انتخاب‎شده به همراه عمق بیتومن‎های مورد مطالعه در میدان نفتی مارون (اقتباس با تغییراتی از شایسته، 1381)


تعیین شرایط محیط رسوب‎گذاری و تعیین لیتولوژی سنگ منشاء تشکیل‎دهنده نفت و بیتومن
جهت تعیین شرایط محیط رسوب‎گذاری نمونه‎های مورد مطالعه از پارامترهای متفاوتی استفاده شده است.
نمودار تغییرات استران C29/C27 (R) در برابر نسبت Pr/Ph نشان‎دهنده سنگ منشاء احیایی با مواد آلی با منشاء جلبکی برای تمامی نمونه‎های مورد مطالعه می‎باشد (Mackenzie et al. 1981) (شکل 5).
فراوانی استران C29 نسبت به استران‎های C28 و C27 در نمونه‎های مورد مطالعه حاکی از سنگ منشاء دریایی برای نمونه‎های مورد مطالعه است (جدول 1).
حضور ترپان‎های سه حلقه‎ای نشان‎دهنده تشکیل سنگ منشاء در یک محیط دریایی است زیرا این ترپان‎ها در سنگ‎های منشاء قاره‎ای دیده نمی‎شوند (جدول 1).
وجود مقادیر کم شاخص گاماسران محاسبه شده برای نمونه‎های مورد مطالعه بیانگر شوری کم و نرمال در زمان رسوب‎گذاری سنگ منشاء است (جدول 1).


شکل 4- نمونه‎ای از کروماتوگرام‎های مورد مطالعه اجزای اشباع و آروماتیک نفت خام چاه شماره 237 مخزن بنگستان بر اساس نسبت‎های متفاوت جرم به بار.

 

جدول 1- داده‎های بیومارکری نمونه نفت خام و بیتومن استخراج شده حاصل از آنالیز کروماتوگرافی گازی و کروماتوگرافی گازی- طیف‎سنج جرمی، میدان نفتی مارون

سازند شماره چاه عمق (متر) بیتومن استخراج‎شده %ه آسفالتن % مالتن % Pr/Ph Pr/(Pr+Ph) CPI TAR C27 sterane % C28 sterane % C29 sterane % G/C31+G
مخزن بنگستان 237 - نفت خام 59/2 41/97 75/0 43/0 76/0 65/0 47/38 50/27 03/34 14/0
240 - نفت خام 81/1 19/98 68/0 41/0 85/0 67/0 25/38 96/31 79/29 18/0
249 - نفت خام 39/7 61/92 47/0 32/0 90/0 78/0 01/42 49/24 50/33 18/0
305 - نفت خام 36/6 64/93 69/0 41/0 77/0 51/0 07/43 82/22 11/34 14/0
224 - نفت خام 56/5 44/94 74/0 43/0 76/0 43/0 49/39 64/27 87/32 10/0
مخزن خامی 5 - نفت خام 0 100 06/1 52/0 93/0 37/0 00/37 95/28 05/34 20/0
پابده 123 18-2914 66/0 69/21 31/78 98/0 49/0 64/1 20/0 93/29 59/26 48/43 12/0
43 78-3045 33/0 80/23 20/76 42/0 30/0 30/0 32/0 07/51 81/27 12/21 18/0
222 20-2900 44/3 04/10 96/89 35/1 58/0 07/1 07/0 58/54 89/24 54/20 19/0
گورپی 43 83-3217 26/0 0 100 50/0 33/0 22/0 09/0 84/38 18/28 98/32 14/0
218 3074 77/1 53/6 47/93 58/0 37/0 19/1 47/0 68/49 03/26 29/24 36/0
سروک 123 18-4306 81/0 51/63 49/36 63/0 48/0 72/0 06/0 78/38 01/27 20/34 11/0
204 90-3750 94/1 48/8 52/91 33/0 25/0 24/1 74/0 46/64 10/13 44/22 02/0
کژدمی 291 74-4266 90/0 44/27 56/72 65/0 39/0 78/0 14/0 24/49 50/21 26/29 10/0
291 4342 54/2 57/22 43/77 65/0 40/0 80/1 20/0 32/47 36/27 32/25 19/0
291 4352 12/2 49/22 51/77 69/0 41/0 38/1 13/0 06/48 73/26 21/25 14/0
291 4374 50/3 63/28 37/71 81/0 45/0 82/0 14/0 98/53 09/23 93/22 13/0
291 4410 52/2 03/13 97/86 94/0 49/0 46/0 05/0 14/50 92/23 94/25 06/0
291 4576 35/0 86/11 14/88 51/0 34/0 32/0 26/0 35/37 62/23 03/39 12/0
123 74-4360 48/2 22/7 78/92 65/0 39/0 10/1 07/0 80/48 11/27 09/24 33/0
123 88-4480 22/7 04/3 96/96 71/0 42/0 60/1 09/0 43/55 74/20 83/23 23/0
123 66-4560 17/9 98/10 02/89 70/0 41/0 88/0 03/0 81/58 68/16 51/24 11/0
123 90-4584 57/4 83/11 17/88 78/1 64/0 99/0 05/0 12/56 01/18 87/25 07/0
222 4552 91/4 01/18 99/81 77/0 43/0 72/0 04/0 16/36 34/30 50/33 21/0
داریان 291 5/4581 55/0 81/14 19/85 73/0 42/0 21/0 17/0 06/36 83/22 11/41 10/0
291 4590 41/1 23/38 77/61 06/1 51/0 06/1 03/0 52/40 70/24 78/34 09/0
گدوان 123 42-4632 04/2 0 100 66/0 40/0 59/0 03/0 27/39 22/29 51/31 13/0
222 91-4686 48/2 0 100 59/1 61/0 99/0 23/0 74/54 97/24 29/20 20/0
گرو 222 22-5204 81/2 0 100 65/0 39/0 05/1 30/0 50/49 04/29 46/21 21/0


ادامه جدول 1- داده‎های بیومارکری نمونه نفت خام و بیتومن استخراج شده حاصل از آنالیز کروماتوگرافی گازی و کروماتوگرافی گازی - طیف‎سنج جرمی، میدان نفتی مارون

سازند شماره چاه عمق (متر) C22/C21 Tricyclic Terpen C24/C23 Tricyclic Terpen C31R/C30
Hopane C26/C25
Tricyclic Terpen (C27S+R)/(C27S+R+ C27 Reg) Steran DBP/P C32 Hopan
.22 S/(S+R) Steran C29ααα (S/S+R) MPI 1 MPR C21/(C29+C21)
Steran %C27/C27+C29 Sterane C29/C27 Steran (αββ20R)
مخزن بنگستان 237 - 64/0 51/0 41/0 81/0 31/0 11/1 57/0 52/0 85/0 81/0 43/0 39/0 90/0
240 - 48/0 53/0 36/0 78/0 23/0 98/0 56/0 52/0 66/0 73/0 31/0 42/0 72/0
249 - 65/0 52/0 45/0 85/0 21/0 70/0 60/0 50/0 55/0 54/0 39/0 48/0 94/0
305 - 55/0 50/0 39/0 94/0 22/0 41/1 57/0 52/0 62/0 72/0 34/0 42/0 73/0
224 - 55/0 55/0 38/0 83/0 21/0 63/1 62/0 51/0 68/0 64/0 28/0 44/0 66/0
مخزن خامی 5 - 45/0 63/0 25/0 05/1 24/0 81/0 56/0 51/0 75/0 96/0 50/0 35/0 62/0
پابده 123 18-2914 35/0 49/0 29/0 47/1 16/0 72/1 55/0 34/0 89/0 89/0 28/0 28/0 61/1
43 78-3045 35/0 46/0 24/0 13/1 12/0 41/0 49/0 16/0 83/0 84/0 05/0 16/0 29/0
222 20-2900 51/0 44/0 20/0 56/0 32/0 04/1 62/0 17/0 99/0 08/1 89/0 13/0 31/0
گورپی 43 83-3217 50/0 48/0 35/0 87/0 24/0 58/0 54/0 23/0 11/1 87/0 33/0 21/0 72/0
218 3074 60/0 52/0 22/0 70/0 36/0 79/0 49/0 38/0 78/0 02/1 66//0 27/0 42/0
سروک 123 18-4306 50/0 43/0 31/0 08/1 20/0 63/0 62/0 46/0 84/0 87/0 99/0 35/0 88/0
204 90-3750 76/0 43/0 28/0 60/0 42/0 56/0 63/0 37/0 07/1 15/1 90/0 25/0 32/0
کژدمی 291 74-4266 54/0 43/0 35/0 02/1 28/0 37/1 57/. 45/0 99/0 78/0 31/0 43/0
291 4342 71/0 45/0 08/0 95/0 28/0 48/0 49/0 39/0 08/1 00/1 77/0 28/0 42/0
291 4352 56/0 48/0 28/0 85/0 23/0 51/0 68/0 38/0 80/0 92/0 75/0 29/0 56/0
291 4374 55/0 47/0 12/0 93/0 29/0 93/0 57/0 45/0 04/1 16/1 84/0 28/0 28/0
291 4410 52/0 47/0 23/0 94/0 32/0 13/0 61/0 44/0 21/1 09/1 80/0 29/0 37/0
291 4576 35/0 77/0 32/0 93/0 19/0 50/0 60/0 38/0 64/0 48/0 41/0 44/0 84/0
123 74-4360 37/0 47/0 38/0 74/0 25/0 80/0 56/0 45/0 85/0 91/0 79/0 33/0 32/0
123 88-4480 40/0 46/0 17/0 87/0 27/0 05/1 - 43/0 78/0 85/0 86/0 34/0 29/0
123 66-4560 52/0 44/0 35/0 95/0 24/0 58/0 - 49/0 06/1 94/0 81/0 34/0 49/0
123 90-4584 51/0 42/0 30/0 87/0 27/0 91/0 46/0 36/0 69/0 92/0 86/0 28/0 28/0
222 4552 53/0 45/0 15/0 81/0 35/0 62/0 56/0 33/0 97/0 12/1 85/0 23/0 47/0
داریان 291 5/4581 39/0 52/0 34/0 85/0 17/0 43/0 55/0 38/0 89/0 78/0 54/0 33/0 01/1
291 4590 38/0 56/0 17/0 83/0 11/0 70/0 57/0 59/0 78/0 88/0 45/0 40/0 72/0
گدوان 123 42-4632 - - 24/0 77/0 34/0 42/1 59/0 42/0 85/0 84/0 55/0 33/0 71/0
222 91-4686 63/0 51/0 35/0 67/0 34/0 68/0 57/0 35/0 14/1 96/0 82/0 27/0 24/0
گرو 222 22-5204 65/0 54/0 22/0 51/1 36/0 98/0 62/0 42/0 84/0 09/1 79/0 28/0 40/0

 


شکل 5- نمودار تغییرات استران C29/C27 (R) در برابر نسبت Pr/Ph. همانگونه که در شکل نشان داده شده است کلیه نمونه‎ها در منطقه سنگ منشاء احیایی ناشی از مواد آلی جلبکی قرار گرفته‎اند.

نسبت پریستان به فیتان (Pr/Ph) محاسبه شده برای کلیه نمونه‎ها کمتر از 2 می‎باشد. این میزان می‎تواند بیانگر تشکیل نمونه‎های نفت خام و بیتومن از سنگ منشائی کربناته احیایی دریایی غنی از ماده آلی باشد. همچنین تغییرات نسبت ترپانهای سه‌حلقه‌ای C22/C21 بالاتر از C24/C23 در نمونه‎های مورد مطالعه است. همانگونه که در شکل 6 مشاهده می‎شود نمودار تغییرات مقادیر نسبت ترپان‎های سه‌حلقه‌ای C22/C21 در برابر C24/C23می‎تواند بیانگر سنگ منشاء کربناته – مارنی باشد (Zumberge and Ramos 1996).مطابق شکل 7 نسبت پائین ترپان‎های سه‌حلقه‌ای C26/C25 در برابر مقادیر بالای C31R/C30Hopane برای نمونه‎های نفت خام مخزن بنگستان بیانگر منشائی کربناته ـ مارنی برای آنها می‌باشد. سایر نمونه‎ها در محدوده کربناته مارنی و شیل‎های دریایی قرار می‎گیرند. نمونه‎های بیتومن سازند کژدمی تغییرات بیشتری را در نسبت C31R/C30Hopane نشان می‎دهند.
کم بودن مقادیر دیااستران‎ها به استران‎ها در کروماتوگرام‎ها می‎تواند نشاندهنده منشائی کربناته ـ شیلی باشد (جدول 1). استفاده از نمودار تغییرات نسبت استران C27 (Dia/Dia+Reg) در برابر مقادیر Pr/(Pr+Ph) در نمونه‎های مورد مطالعه نیز نشانگر تشکیل آنها از سنگ منشائی کربناته یا شیلی (Moldowan et al. 1986; Peters et al. 2005) است (شکل 8) نمودار استاندارد تغییرات مقادیر نسبت دی بنزوتیوفن به فنانترن در برابر پریستان به فیتان (Pr/Ph) جهت تشخیص محیط رسوبگذاری سنگهای منشاء استفاده می‎شود (Hughes et al. 1995; Killops and Killops 2005). با توجه به شکل 9 محدوده قرارگیری اکثر نمونه‌های مورد مطالعه (زون 3) در این نمودار نشان‎دهنده سنگ منشاء شیلی - کربناته برای آنها است

 

 

 

شکل 6- نمودار تغیبیرات مقادیر نسبت ترپان‎های سه‌حلقه‌ای C22/C21 در برابر C24/C23برای تعیین لیتولوی سنگ منشاء.


شکل 7- نمودار تغییرات ترپان‎های سه‌حلقه‌ای C26/C25 در برابر C31R/C30Hopane (Zumberge and Ramos 1996).

شکل 8- نمودار تغییرات مقادیر تغییرات نسبت استران C27 (Dia/Dia+Reg) در برابر مقادیر Pr/(Pr+Ph)(اقتباس ازPeters et al. 2005 ).
.

 

 

 

 

 


شکل 9- نمودار تعیین محیط رسوبگذاری سنگ‎های منشاء تشکیل دهنده نفت با استفاده از نسبت تغییرات پریستان به فیتان (Pristane/Phytane) در برابر دی بنزوتیوفن به فنانترن (Dibenzothiophene/Phenantherene). همانطور که مشاهده می‌گردد اکثر نمونه‌های مورد مطالعه در زون 3 قرار گرفته‎اند که نشان‎دهنده سنگ منشاء شیلی - کربناته است (اقتباس از Hughes et al. 1995).

بلوغ حرارتی
بلوغ حرارتی بیانگر میزان واکنش‎های ناشی از گرما است که باعث تبدیل مواد آلی رسوبی به نفت می‎شود. فرآیندهای اولیه دیاژنز باعث می‎شوند که باقی‎مانده گیاهی و باکتریایی در رسوبات به کروژن و بیتومن تبدیل گردد. فرآیندهای حرارتی عموماً وابسته به تدفین بوده و باعث تبدیل مواد به نفت و در نهایت گاز و گرافیت می‎شوند. نفت مخلوط پیچیده‎ای از محصولات نیمه پایدار است که در طی بلوغ به سمت مواد با پایداری ترمودینامیکی بیشتر سوق پیدا می‎کند. پتانسیل سنگ‎های منشاء بر اساس مفاهیم کمیت، کیفیت و بلوغ حرارتی مواد آلی تشریح می‎شود (Peters et al. 2005). به طور کلی مواد آلی برمبنای ارتباط آنها با پنجره نفتی به نابالغ، بالغ و فرا بالغ تقسیم می‎گردند (Tissot and Welte 1984). از پارامترهای متفاوتی برای تعیین میزان بلوغ حرارتی استفاده می‎شود. در این تحقیق از پارامترهای مولکولی بر مبنای نسبت و توزیع ایزومرهای خاصی از بیومارکرها جهت تعیین بلوغ حرارتی استفاده شده است. برخی از نسبت‎های ویژۀ بیومارکرهای اشباع و آروماتیک به عنوان مهمترین شاخص‎های بلوغ حرارتی درنظر گرفته می‎شوند (Peters et al. 2005). برای تعیین بلوغ نفت‎های خام، بیتومن‎های استخراج شده و همچنین زمان تشکیل آن‎ها از سنگ‎های منشاء، می‌توان از نمودار استاندارد تغییرات نسبت C32-hopane 22S/(22S+22R) در برابرC29-Sterane20S/(20S+20R) استفاده نمود (Ourisson et al. 1984). مطابق شکل 10 تمامی نمونه‎های نفت خام مخزن بنگستان و خامی در پنجره نفتی قرار دارند و میزان C29-Sterane 20S/(20S+20R) بیشتری را نسبت به سایر نمونه‎ها نشان می‎دهند. نمونه‎های بیتومن کژدمی، گرو و گدوان در مرحله اولیه تشکیل نفت بوده در حالی که نمونه‎های گورپی و پابده بلوغ کمتری را نسبت به سایر نمونه‎ها نشان می‎دهند.
شاخص متیل فنانترن-1 (MPI-1) به عنوان یک پارامتر شیمیایی جهت تعیین بلوغ به کار برده می‎شود (شکل 11
.(Radke 1988; Peters et al. 2005, تطابق شاخص متیل فنانترن-1 و مقادیر میانگین ضریب انعکاس ویترینایت (%Ro) محاسبه شده برای نمونه‎های مورد مطالعه، حاکی از تشکیل نفت‎های مخزن بنگستان و خامی و بیتومن‎های استخراج شده در مرحله پنجره نفتی است (شکل 12).
بلوغ در افق‎های رسوبی به تاریخچه حرارتی آنها وابسته است (Barker 1988). هرچه عمق تدفین یک افق رسوبی بیشتر باشد، تجزیه حرارتی آن بیشتر است. البته باید به این نکته توجه نمود که افزایش یکنواخت حرارت با افزایش عمق به صورت ایده‎آل وجود ندارد.
تغییرات C21/(C21+C29) Sterane (m/z=217)، C27/(C27+ C29) Sterane (m/z=218) و MPR (طبق رابطه 1) در برابر عمق در شکل 13 ترسیم شده است. این مقادیر نشان می‎دهد که با افزایش عمق بلوغ حرارتی از نمونه‎های پابده و گورپی به سمت کژدمی و گرو افزایش می‎یابد

 



شکل 10- تغییرات مقادیر هوپان C32 22S/(22S+22R) در برابر استران C29 20S/(20S+20R) به منظور تعیین بلوغ حرارتی نمونه‎های نفت خام و بیتومن استخراج شده از میدان نفتی مارون (اقتباس از Ourisson et al. 1984).

شکل 11- نحوه محاسبه شاخص متیل فنانترن-1 (MPI-1)، (اقتباس از Peters et al. 2005).

شکل 12- نمودار تعیین ضریب انعکاس ویترینایت (Ro %) با استفاده از نسبت شاخص متیل فنانترن (MPI-1) محاسبه شده از بیومارکرها. همانطور که مشاهده می‌گردد مقدار ضریب انعکاس ویترینایت بدست آمده نشان‎دهنده مرحله پنجره نفتی برای نمونه‎های مورد مطالعه است. در این شکل منظور از% Rc ضریب انعکاس ویترینایت محاسبه شده، Rm% میانگین ضریب انعکاس ویترینایت و Ro% میانگین ضریب انعکاس ویترینایت نفت است (Radke and Welte 1983).

(Radke and Welte 1983) رابطه (1)

در رابطه فوق منظور از MP متیل فنانترن و MPR نسبت متیل فنانترن است


دو نمونه از سازند کژدمی (چاه شماره 291 عمق 4576 متری و چاه شماره 222 عمق 4552 متری) و یک نمونه از سازند گدوان (چاه شماره 123 عمق 4637 متری) بلوغ حرارتی کمتری را نسبت به سایر نمونه‎ها نشان می‎دهند. نمونه‎های سازند داریان به عنوان بیتومن‎های استخراج شده از سنگ مخزن و با قرار گرفتن در اعماق کمتر نسبت به سایر نمونه‎ها، بلوغ حرارتی کمتری را نشان می‎دهند (شکل A, C 13). میزان C21/(C21+C29) Sterane و C27/(C27+ C29) Sterane در اغلب نمونه‎های کژدمی با افزایش عمق افزایش می‎یابد (شکل B,D 13). میزان MPR با افزایش عمق افزایش می‎یابد (شکل E 13).
نمودار تغییرات نسبت‎های ایزومری 20S/(S+R) در مقابل + برای استران ‍C29 در نمونه‎های مورد مطالعه نشان می‎دهد که نمونه‎های نفت خام مخزن بنگستان و خامی بلوغ حرارتی بالایی را نسبت به بیتومن‎های سنگ‎های منشاء و نه نفت‎های استخراج شده از لایه‎های مخزنی نشان می‎دهند و در نزدیکی محدوده پیک پنجره نفتی قرار گرفته‎اند (شکل 14). مطابق با این نمودار سازندهای کژدمی، گرو و گدوان با داشتن مقادیر بالای C29 20S/(S+R)، بلوغ حرارتی بالاتری را نسبت به سازندهای پابده و گورپی نشان می‎دهند و به عنوان سنگ منشاء‌ بالغ محسوب می‌شوند.


شکل 13- تغییرات C21/(C21+C29) Sterane (m/z=217)، C27/(C27+ C29) Sterane (m/z=218) و MPR (طبق رابطه 1) در برابر عمق برحسب متر.

 

 

 

 

 

 

شکل 14- نمودار تغییرات نسبت‎های ایزومری 20S/(S+R) C29 در مقابل + C29 به‎منظور تعیین بلوغ حرارتی نمونه‎های مورد مطالعه (اقتباس با تغییراتی از Justwan et al. 2006).

نتیجه‎گیری
نمودار تغییرات استران C29/C27 (R) در برابر نسبت Pr/Ph نشان‎دهنده سنگ منشاء احیایی با مواد آلی با منشاء جلبکی برای تمامی نمونه‎های مورد مطالعه است. فراوانی استران C29 نسبت به استران‎های C28 و C27 و حضور ترپان‎های سه حلقه‎ای نشان‎دهنده تشکیل سنگ منشاء نمونه‎های مورد مطالعه در یک محیط دریایی است.تغییرات نسبت استران C27 (Dia/Dia+Reg) در برابر مقادیر Pr/(Pr+Ph)، کم بودن مقادیر دیااستران‎ها به استران‎ها، تغییرات مقادیر نسبت ترپان‎های سه‌حلقه‌ای C22/C21 در برابر C24/C23و نسبت پایین ترپان‎های سه‌حلقه‌ای C26/C25 در برابر مقادیر بالای C31R/C30Hopane برای نمونه‎های مورد مطالعه بیانگر منشائی کربناته ـ مارنی برای آنها می‌باشد. تغییرات مقادیر نسبت دی بنزوتیوفن به فنانترن در برابر پریستان به فیتان نشان‎دهنده سنگ منشاء شیلی – کربناته یا کربناته- مارنی برای نمونه‎های نفت خام و بیتومن استخراج‎شده است. عدم تعیین یک لیتولوژی مشخص برای سنگ منشاء میدان نفتی مارون می‎تواند در ارتباط با پرشدن چندگانه میدان نفتی مارون و وجود بیش از یک سنگ منشاء مشخص برای نفت‎های خام مخزن بنگستان باشد. تغییرات نسبت C32-hopane 22S/(22S+22R) در برابر C29-Sterane 20S/(20S+20R)، نمودار تغییرات نسبت‎های ایزومری 20S/(S+R) در مقابل + برای استران ‍C29 و شاخص متیل فنانترن-1 نشان می‎دهد که تمامی نمونه‎های نفت خام مخزن بنگستان و خامی در پنجره نفتی قرار دارند. نمونه‎های بیتومن کژدمی، گرو و گدوان در مرحله شروع زایش نفت بوده در حالی که نمونه‎های گورپی و پابده با قرار گرفتن در محدوده قبل از دیاژنز، بلوغ کمتری را نسبت به سایر نمونه‎ها نشان می‎دهند. تغییرات C21/(C21+C29) Sterane (m/z=217)، C27/(C27+ C29) Sterane (m/z=218) و MPR در برابر عمق نشان می‎دهد که با افزایش عمق بلوغ حرارتی از نمونه‎های پابده و گورپی به سمت کژدمی و گرو افزایش می‎یابد.
تشکر و قدردانی
در اینجا لازم می‎دانیم از جناب آقای دکتر قلاوند، رئیس زمین‎شناسی بنیانی مناطق نفت‎خیز جنوب جهت راهنمایی و در اختیار قرار دادن نمونه‎های سنگ و نفت خام، آزمایشگاه نفت دانشگاه شهید چمران اهواز، دکترStephen Bowden و پرفسور John Parnell در دانشگاه آبردین، انگلستان جهت در اختیار قرار دادن تجهیزات آنالیز کروماتوگرافی گازی- طیف‎سنج جرمی تشکر و قدردانی گردد.

 

1- شایسته، م.، 1381، بررسی علل آلودگی نفت آسماری بوسیله هیدروژن سولفوره در بخشی از میدان مارون، گزارش شماره پ-5207، اداره کل زمین‎شناسی گسترشی، شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب، 52 ص.

2-Alavi, M., 2004, Regional Stratigraphy of the Zagros fold-thrust belt of Iran and Its Proforeland Evolution: American Journal of Science, v. 304, p. 1-20.

3- Alavi, M., 2007, Structures of the Zagros fold-thrust belt in Iran: American Journal of Science, v. 307, p. 1064-1095.

4- Alizadeh, B., Adabi, M.H., and F., Tezheh, 2007, Oil-Oil Correlation of Asmari and Bangestan Reservoirs using Gas Chromatography (GC) and stable isotopes of carbon and sulfur in Marun Oilfield, S.W. Iran. Iranian Journal of Science and Technology: v. 31, p. 241-253.

5- Barker, C.E., 1988, Temperature and time in the thermal maturation of sedimentary organic matter. In: N.D. Naeser, T.H., McCulloh. (Eds.), Thermal History of SedimentaryBasins. Methods and Case Histories. Springer-Verlag, New York, p. 73-98.

6- Bordenave, M.L., and R., Burwood, 1990, Source rock distribution and Maturation in the Zagros Orogenic Belt: Provenance of the Asmari and Bangestan reservoir oil accumulations. Organic Geochemistry: v. 16, p. 369-387.

7- Curtis, J.B., Kotarba, M.J., Lewan, M.D., and D., Wiecław, 2004, Oil/source rock correlations in the Polish Flysch Carpathians and Mesozoic basement and organic facies of the Oligocene Menilite Shales: insights from hydrous pyrolysis experiments: Organic Geochemistry, v., 35, p. 1573–1596.

8- Hughes, W.B., Holba, A.G., and L.I.P., Dzou, 1995, The ratios of dibenzothiophene to phenanthrene and pristine to phytane as indicators of depositional environment and lithology of petroleum source rocks: Geochimica et Cosmochimica Acta, v. 59, p. 3581-3598.

9- James, G.A. and J.G., Wynd, 1965, Stratigraphic nomenclature of Iranian Oil Consortium Agreement Area: AAPG Bull. v. 49, p. 2182-2245.

10- Justwan H., Dahl, B., and G.H., Isaksen, 2006, Geochemical characterization and genetic origin of oils and condensates in the South Viking Graben, Norway: Marine and Petroleum Geology, v. 23, p. 213-239.

11- Killops S. D., and V. J., Killops 2005, An Introduction to Organic Geochemistry: Wiley-Blackwell, 408 p.

12- Li, M., Stasiuk, L. , Maxwell, R., Monnier, F., and O., Bazhenova, 2006, Geochemical and petrological evidence for Tertiary terrestrial and Cretaceous marine potential petroleum source rocks in the western Kamchatka coastal margin, Russia: Organic Geochemistry, v. 37 p. 304-320.

13- Mackenzie, A.S., Hoffmann, C.F., and J.R., Maxwell, 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.

14- Moldowan, J.M., Sundaraman, P., and M., Schoell, 1986, Sensitivity of biomarker properties to depositional environment and/ or source input in the Lower Toarcian of S.W. Germany: Organic Geochemistry, v. 10, p. 915-926.

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

16- Peters, K. E., Walters, C.C., and J. M., Moldowan, 2005, The Biomarkers Guide, Biomarkers and Isotopes in Petroleum Exploration and Earth History: CambridgeUniversity Press, Second Edition, 1155 p.

17- Radke, M., 1988, Application of aromatic compounds as maturity indicators in source rocks and crude oils: Marine and Petroleum Geology, v. 5, p. 224-236.

18- Radke, M., and D.H., Welte, 1983, The Methylphenanthrene Index (MPI): A maturity parameter based on aromatic hydrocarbons. In: M. Bjorcy et al (Eds.), Advances in Organic Geochemistry 1981, Wiley, Chichester, p. 504-512

19- Sepehr, M., and J. W., Cosgrove, 2004, Structural framework of the Zagros Fold-Thrust Belt, Iran: Marine and Petroleum Geology, v. 21, p. 829-843.

20- Tissot, B.P., and D.H., Welte, 1984, Petroleum Formation and Occurrence: 2nd edition, Springer-Verlag.

21- Zumberge , J.E., and S., Ramos, 1996, Classification of crude oils based on genetic origin using multivariate modeling techniques: Presented at the 13th Australian Geological Convention, February 19-23, 1996, Canberra, Australia.