ارزیابی ژئوشیمیایی نفت مخازن سازند سروک در گستره خلیج‌فارس

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 گروه علوم زمین، دانشکده علوم و فن‌آوری‌های همگرا، دانشگاه آزاد اسلامی، واحد علوم و تحقیقات، تهران، ایران

2 گروه علوم زمین، دانشکده علوم طبیعی، دانشگاه تبریز، ایران

چکیده

سازند سروک به‌عنوان یکی از عظیم‌ترین مخزن‌های نفت خام در خلیج‌فارس شناخته می‌شود. در این مطالعه تعداد 28 نمونه نفت از مخزن سروک در 9 میدان نفتی مطالعه شده است و براساس داده‌های ژئوشیمیایی شامل آنالیز کروماتوگرافی گازی (GC)، کروماتوگرافی گازی-طیف‌سنجی جرمی (GC-MS) و ایزوتوپ پایدار کربن، محیط رسوبی تشکیل سنگ منشأهای احتمالی و شرایط حاکم بر آن‌ها، میزان بلوغ حرارتی و سن زمین‌شناسی نفت‌ها مورد ارزیابی قرار گرفته است. با استفاده از استران‌ها، تری‌ترپان‌ها و بایومارکرهای آروماتیک ترکیب سنگ‌شناسی سنگ منشأ این نفت‌ها مشخص شده است که شامل رسوبات کربناته دریایی، ترکیب شیل و کربنات دریایی و کربنات‌های دریایی همراه با مارن است. براساس مقادیر ایزوتوپ پایدار کربن در برش‌های اشباع و آروماتیک هیدروکربن، منشأ نفت مخزن سروک در میادین مرکزی و شرقی خلیج‌فارس مواد آلی دریایی و در میادین غربی خلیج‌فارس ترکیب مواد آلی دریایی و مواد آلی خشکی‌زی تعیین شده است. شرایط شیمیایی (اکسیداسیون-احیاء) محیط رسوبی سنگ منشأ نفت‌ها براساس استران‌ها، هوپان‌ها و نسبت Pr/Ph                                           ارزیابی شد و براساس آن مشخص شد سنگ منشأ نفت‌ها در محیط‌های دریایی تحت شرایط احیایی تشکیل‌شده‌اند. میزان شوری و لایه‌بندی ستون آب محیط رسوبی با استفاده از اندیس گاماسران و نسبت مورتان به هوپان (Moretane/C30Hopane) اندازه‌گیری شده است. محیط رسوبی سنگ منشأ نفت‌های مورد مطالعه دارای میزان متغیری از شوری و لایه‌بندی در ستون آب بوده و از محیط‌های دریایی با شوری کم و بدون لایه‌بندی تا محیط‌های دریایی لب‌شور با لایه‌بندی ضعیف تعیین شده‌اند. بلوغ حرارتی نفت‌ها با مطالعه بایومارکرها شامل ترپان‌ها و استران‌های موجود در ترکیب نفت خام تعیین شد. بر این اساس سنگ منشأهای نمونه‌های مورد مطالعه در محدوده سنگ منشأهای بالغ بوده و بیشتر آن‌ها در ابتدای پنجره نفت‌زایی قرار داشته‌اند. نسبت استران‌های C28/C29 نشان می‌دهد که نفت مخزن سروک در میادین مرکزی خلیج‌فارس (BL-A، BL-B، RE-A، RD-A و NT-C) از سنگ منشأهای اواخر پالئوزوئیک تا ژوراسیک تولید شده است و نفت مخزن سروک در میادین غربی و شرقی خلیج‌فارس حاصل از سنگ منشأهای کرتاسه است.
 
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Geochemical Study of Sarvak Oil Reservoirs in the Persian Gulf

نویسندگان [English]

  • Faramarz Talaie 1
  • Ali Kadkhodaie 2
  • Mehran Arian 1
  • Mohsen Aleali 1
1 Department of Geoscience, Faculty of Converging Science and Technologies, Science and Research Branch, Islamic Azad University, Tehran, Iran
2 Earth Sciences Department, Faculty of Natural Sciences, University of Tabriz, Iran
چکیده [English]

The Sarvak Formation is known as one of the largest sources of crude oil in the Persian Gulf region. In this study, 28 oil samples were collected from the Sarvak reservoirs and analyzed based on geochemical data in order to determine the genetic relationship of oils, depositional environment of source rocks and its dominant conditions, thermal maturity and source rocks age. Using the geochemical parameters, the depositional environments of source rocks have been determined, which include the marine carbonate environment, mixture of marine shale and carbonate, and marine carbonate-marl environment. The chemical conditions of the depositional environments have been evaluated based on the biomarker data, thus the redox conditions of the depositional environments are determined the anoxic marine environment. According to the Gammacerane index and Moretane/C30 Hopane ratio, the water column stratification and salinity of the depositional environment were assessed, thus the source rocks depositional environments are determined the normal water salinity and non-stratified marine to low water salinity/stratification marine. The thermal maturity of oils has been determined based on the study of biomarkers including the terpenes and steranes. Therefore, the samples are determined in the mature oils range, and the most of source rocks are located at the beginning of the oil window. The C28/C29 steranes ratio suggests the Paleozoic and Jurassic source rocks for the central Persian Gulf samples (BL-A, BL-B, RE-A, NT-C and RD-A), while the Sarvak reservoir in other parts of this region is sourced from the Cretaceous carbonate source rocks.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Sarvak Formation
  • Biomarker Parameters
  • Depositional Environment
  • Thermal Maturity
  • Source Rock Age
[1]. Konyuhov AI, Maleki B (2006) The Persian Gulf Basin: geological history, sedimentary formations, and petroleum potential: Lithology and Mineral Resources, Pleiades Publishing. Inc, 41: 344-361. ##
[2]. Rabbani AR (2007) Petroleum geochemistry, offshore SE Iran. Geochemistry International, 45: 1164–1172.
[3]. ربانی ا.ر (1392) زمین‌شناسی و ژئوشیمی نفت خلیج‌فارس، دانشگاه تفرش، 584. ##
[4]. Rabbani AR (2008) Geochemistry of crude oil samples from the Iranian sector of the Persian Gulf, Journal of Petroleum Geology 31: 303-316. ##
[5]. Bordenave ML, Hegre JA (2010) Current distribution of oil and gas fields in the Zagros Fold Belt of Iran and contiguous offshore as the results of the petroleum system. In: Leturmy P. Robin C. (Eds), Tectonic and Stratygraphic Evolution of Zagros and Makran during the Mesozoic-Cenozoic. Geological Society Special Publication 330, London. ## 
[6]. Rabbani A R, Kotarba M J, Baniasad A R, Hosseiny E, Wieclaw D (2014) Geochemical characteristics and genetic types of the crude oils from the Iranian sector of the Persian Gulf, Organic Geochemistry, 70: 29–43. ##
[7]. Baniasad A, Rabbani AR, Moallemi SA, Soleimany B, Rashidi M (2017) Petroleum System analysis of the northwestern part of the Persian Gulf, Iranian Sector. Organic Geochemistry, 107: 69-85. ##
[8]. Alizadeh B, Alipour M, Chehrazi A, Mirzaie S (2017) Chemometric classification and geochemistry of oils in the Iranian sector of the southern Persian Gulf Basin, Organic Geochemistry, 111: 67-81. ##
[9]. Setudehnia A (1978) The Mesozoic sequence in south-west Iran and adjacent areas, Journal of petroleum Geology, 1: 3-42. ##
[10]. Hajikazemi E, AL-Aasm I S, Coniglio M (2010) Subaerial exposure and meteoric diagenesis of the cenomanian-turonian upper sarvak formation, southwestern Iran, Geological Society, London, Special Publications, 330, 1: 253-272. ##
[11]. Hajikazemi E, Al-Aasm, IS, Coniglio M (2017) Diagenetic history and reservoir properties of the Cenomanian-Turonian carbonates in southwestern Iran and the Persian Gulf, Marine and Petroleum Geology, 88: 845-857. ##
[12]. مطیعی ه. (1372) زمین‌شناسی ایران: چینه‌شناسی زاگرس، سازمان زمین‌شناسی کشور، 536. ##
[13]. Ghazban F (2007) Petroleum geology of the Persian Gulf joint publication, Tehran University Press and National Iranian Oil Company, 722. ##
[14]. Peters K E, Walters C C, Moldowan J M (2005) The Biomarker Guide. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Exploration and Earth History 2, second edition, Cambridge University Press, Cambridge. ##
[15]. Ourisson G, Albrecht P, Rohmer M (1982) Predictive microbial biochemistry from molecular fossils to procaryotic membranes. Trends in Biochemical Sciences, 7: 236–239. ##
[16]. Powell TG, McKirdy DM (1973) Relationship between ratios of pristane to phytane, crude oil composition and geological environment in Australia, Nature, 243: 37-39. ##
[17]. Didyk B M, Simoneit B R T, Brassell S C, Eglinton G (1978) Organic geochemical indicators of palaeoenvironmental conditions of sedimentation, Nature, 272: 216-222. ##
[18]. Moldowan J M, Sundararaman P, Schoell M (1986) Sensitivity of biomarker properties to depositional environment and/or source input in the Lower Toarcian of S. W, Germany, Organic Geochemistry, 10: 915-926. ##
[19]. Rohmer M (1987) The hopanoids, prokaryotic triterpenoids and sterol surrogates. In: Surface Structures of Microorganisms and Their Interactions with the Mammalian Host (E. Schriner et al. eds.), VCH Publishing, Weinlein, Germany. 227-242. ##
[20]. Ten Haven H L, De Leeuw J W, Sinninghe Damst´e J S, Schenck P A, Palmer S E, Zumberge J E (1988) Application of biological markers in the recognition of palaeohypersaline environments. In:Lacustrine Petroleum Source Rocks (A. J. Fleet. K. Kelts and M. R. Talbot. eds.), Blackwell, London. 123-130. ##
[21]. Clark J P, Philp R P (1989) Geochemical characterization of evaporite and carbonate depositional environments and correlation of associated crude oils in the Black Creek Basin, Alberta, Canadian Petroleum Geologists Bulletin, 37: 401-416. ##
[22]. Peters K E, Walters C C, Moldowan J M (2011) The biomarker guide, 2nd edition, Cambridge University Press, Cambridge. ##
[23]. De Leeuw J W, Sinninghe Damst´e J S (1990) Organic sulfur compounds and other biomarkers as indicators of paleosalinity, In: Geochemistry of Sulfur in Fossil Fuels (W. L. Orr and C. M. White. eds.), American Chemical Society, Washington DC, 417-443. ##
[24]. Ten Haven H L, De Leeuw J W, Peakman T M, Maxwell J R (1986) Anomalies in steroid and hopanoid maturity index, Geochimica et Cosmochimica Acta, 50: 853–855. ##
[25]. Rullkötter J, Marzi R (1988) Natural and artificial maturation of biological markers in a Toarcian shale from northern Germany, Organic Geochemistry, 13: 639-645. ##
[26]. Grantham PJ, Wakefield LL (1988) Variations in the sterane carbon number distribution of marine source rock derived crude oils through geological time, Organic Geochemistry, 12: 61–73. ##
[27]. Moldowan JM, Seifert WK, Gallegos EJ (1985) Relationship between petroleum composition and depositional environment of petroleum source rocks, American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 69: 1255-1268. ##
[28]. Moldowan JM, Seifert WK, Gallegos EJ (1983) Identification of an extended series of tricyclic terpanes in petroleum, Geochimica et Cosmochimica Acta, 47: 1531–1534. ##
[29]. Hughes WB, Holba AG, Dzou LIP (1995) The ratios of dibenzothiophene to phenanthrene and pristane to phytane as indicators of depositional environment and lithology of petroleum source rocks, Geochimica et Cosmochimica Acta, 59: 3581–3598. ##
[30]. Palacas JG, Anders DE, King JD (1984) South Florida Basin – a prime example of carbonate source rocks in petroleum. In: Petroleum Geochemistry and Source Rock Potential of Carbonate Rocks (J. G. Palacas. ed.), American Association of Petroleum Geologists, Tulsa, OK, 71–96. ##
[31]. Connan J, Bouroullec J, Dessort D, Albrecht P (1986) The microbial input in carbonate-anhydrite facies of a sabkha palaeoenvironment from Guatemala: a molecular approach, Organic Geochemistry, 10: 29–50. ##
[32]. Sofer Z, (1984) Stable carbon isotope composition of crude oils: application to source depositional environments and petroleum alteration, American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 68: 31–49. ##
[33]. Seifert WK, Moldowan JM (1986) Use of biological markers in petroleum exploration. In: Methods in Geochemistry and Geophysics. (R. B. Johns. ed.), Elsevier, Amsterdam, 24: 261-290. ##
[34]. Seifert WK, Moldowan JM (1980) The effect of thermal stress on source-rock quality as measured by hopane stereochemistry, Physics and Chemistry of the Earth, 12: 229-237. ##
[35]. Seifert WK, Moldowan JM (1978) Applications of steranes. terpanes and monoaromatics to the maturation, migration and source of crude oils, Geochimica et Cosmochimica Acta, 42: 77–95. ##
[36]. Ourisson G, Albrecht P, Rohmer M (1979) The hopanoids Palaeochemistry and biochemistry of a group of natural products, Pure and Applied Chemistry, 51: 709-729. ##
[37]. Köster J, Van Kaam-Peters HME, Koopmans MP, De Leeuw JW, Sinninghe Damsté JS (1997) Sulphurisation of homohopanoids: effects on carbon number distribution, speciation, and 22S/22R epimer ratios, Geochimica et Cosmochimica Acta, 61: 2431-2452. ##
[38]. Grantham PJ, Wakefield LL (1988) Variations in the sterane carbon number distribution of marine source rock derived crude oils through geological time, Organic Geochemistry, 12: 61–73. ##