خصوصیات ژئوشیمیایی سیالات میعانی سازندهای کنگان و دالان بالایی در تعدادی از میادین گازی واقع درحاشیه خلیج فارس

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشکده نفت، دانشگاه آزاد، واحد علوم و تحقیقات، تهران

2 پژوهشکده علوم زمین، پردیس بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران

3 پژوهشکده مهندسی نفت، پردیس بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران

4 ستاد پردیس بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران

چکیده

هیدروکربن‌های سبک، بخشی از ترکیبات موجود در میعانات گازی است که دارای ساختارهای متنوع می‌باشند. شناسایی و ارزیابی ترکیبات شیمیایی کوچک مولکول در محدوده هفت کربنی در نمونه‌های میعانات گازی و میادین گازی اطلاعات خوبی را در رابطه با سنگ‌های منشأ این ترکیبات از لحاظ محیط‌های رسوبی، کیفیت هیدروکربورها، میزان بلوغ و پختگی مواد آلی در اختیار قرا می‌دهد. همچنین میزان بلوغ سنگ منشأ و دمای خروج فرآورده‌ها از سنگ مولد را به نمایش می‌گذارد. در این تحقیق سه نمونه سیال از سه میدان گازی مستقل واقع در جنوب ایران از سازندهای کنگان و دالان بالایی، جهت آنالیز کروماتوگرافی گازی تفصیلی انتخاب شد و نحوه تغییرات غلظت ترکیبات خاص در محدوده 7 کربنی در شرایط مختلف مخزنی مورد بررسی قرار گرفت. نتایج نشان داد که براساس پارامترهای کلی دو نمونه A و C مشابه یکدیگر و متفاوت از نمونه B می‌باشند لازم به ذکر است که شرایط مخزنی نمونه‌های A و C با شرایط مخزنی نمونه B متفاوت است. خاصیت پارافینی از میدان A به طرف میدان C ابتدا کاهش یافته و سپس افزایش می‌یابد همچنین میدان B، شواهد زیادی را در ارتباط با رخداد فرآیندهای تخریب زیستی به نمایش می‌گذارد.  نتایج نشان می دهد که سنگ مولد نمونه C دارای منشأ خشکی است. شناخت منشأ نمونه‌های A و B به‌وسیله نمودارهای مختلف انجام گرفت و مشخص گردید این دو میدان نیز دارای منشأ خشکی هستند. همچنین در نمونه C فرآیند اختلاط احتمالی مواد آلی از سازندهای دیگر با محتویات مخزن رخ داده است.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Geochemical Properties of Condensate Fluids in Kangan and Upper Dalan Formations in some of the Gas Reservoir Located at the Persian Gulf Border

نویسندگان [English]

  • Morteza Navabi 1
  • Mahmood Memariani 2
  • Ezzatollah Kazemzadeh 3
  • Hasan Mahmoodian 4
1 Islamic Azad University, Science and Research Branch
2 Geosciences Division, Faculty of Research & Development in Upstream Petroleum Industry, Research Institute of Petroleum Industry (RIPI)
3 Petroleum Division, Faculty of Research & Development in Upstream Petroleum Industry, Research Institute of Petroleum Industry
4 Faculty of Research & Development in Upstream Petroleum Industry, Research Institute of Petroleum Industry
چکیده [English]

Gas condensate reservoirs are generally deeper and are found at higher pressures and temperatures relative to oil reservoirs. Light hydrocarbon compounds are parts of crude oil and gas condensates, which have different types of structures. 7-carbon hydrocarbons with open chain and branch ring structures can be considered as good indicators for the recognition and origin of organic matters, source rock characteristics, etc. In this study, three fluid samples of three independent gas fields in southern Iran, from Kangan and upper Dalan formations (with similar geochemical characteristics), are subjected to detailed hydrocarbon analysis (with the ability of the identification of molecular components of the organic compounds) and other PVT experiments, and changes in the concentration of specific compounds having 7 carbons or less in different reservoir conditions were studied. The results showed that according to the overall parameters, samples A and C were similar and both were different from sample B, which was attributed especially to the difference of reservoir conditions between samples A and C with sample B. Also, the paraffinicity property of fields initially decreased but then increased from A to C, and, likewise, field B represented vast evidence for the occurrence of biodegradation processes. Figures showed that the source rock of sample C had obviously the terrigenous origin, but understanding the origin of samples A and B were carried out using various diagrams and it was determined that the two fields had the dry origin. It was also found that the mixing process of reservoir contents having organic matters with that of the other formations have probably occurred in sample C
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Gas Condensates
  • Detailed Hydrocarbon Analysis (DHA)
  • Geochemical Characteristics
  • Light Hydrocarbons
[1]. Peters K. E. and Fowler M. G., “Application of petroleum geochemistry,” AAPG, pp. 93-120, 2002.##

[2]. Thompson K. F. M., “Classification and thermal history of petroleum based on light hydrocarbons,” Geochimica Cosmochimica Acta 47(2), pp.303-316, 1983.##

[3]. Canipa Nora K., “Effect of evaporation on C7 light hydrocarbon parameters,” 2003.##

[4]. Jarvie Daniel M., “Williston basin petroleum systems: inferences from oil geochemistry and geology,” The Mountain Geologist, 38(1), pp. 19-41, 2000.##

[5]. Mango Frank D., “An invariance in the isoheptanes of petroleum,” Science, 237, pp. 514-517, 1987.##

[6]. Mango Frank D., “The origin of light hydrocarbons in petroleum: A Kinetic Test of the Steady-State Catalytic Hypothesis,” Geochimica et Cosmochimica Acta 54, pp. 1315-1323, 1990.##

[7]. Mango Frank D., “Light hydrocarbons in petroleum: a critical review,” Organic Geochemistry 26, pp. 417-440, 1997.##

[8]. BeMent W. O., Levey R. A. and Mango F. D., “The temperature of oil generation as defined with a C7 chemistry maturity parameter (2,4-DMP/2,3-DMP ratio),” Geological Aspects of Petroleum Systems, Mexico, pp. 2-6, Oct. 1994.##

[9]. Tse Chang Ching et al., “Application of C7 hydrocarbons technique to oil and condensate from type III organic matter in Northwestern Taiwan,” International Journal of Coal Geology, 71, pp. 103-114, 2007.##

[10]. Dow Wallace G., “Kerogen studies and geological interpretations,” Journal of Geochemistry, 7(2), pp. 77-79, 1977. 

[11]. Ten Haven H. L., “Applications and limitations of Mangos light hydrocarbon parameters in petroleum correlation studies,” Organic Geochemistry 01/1996; 24(10), pp. 957-976, 1996.##

[12]. Halpern H. I., “Development and applications of light hydrocarbon based star diagrams,” American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 76(6), pp. 801-815, 1995.##

[13]. Dudley D. et al., “Deep natural gas resources in the eastern gulf of mexico,” United States Government Printing Office, Washington, pp. 219-228, 1997.##

[14]. Osuji L. C., and Anita B. S., “Geochemical implications of some chemical fossil as indicators of petroleum source rocks,”, Journal of Applied Science and Environmental Management, 9(1), pp. 45-49, 2005.##

[15]. Blanco C. G., Prado J. G., Guillen M. D., and Borrego A. G., “Preliminary results of extraction experiments in an oil shale,” Instituto Nacional de Carbon (INCAR), CISC Ap. Co. 73, 33080 Oviedo, Spain, 2003.##

[16]. Thompson K. F. M., “Fractionated aromatic petroleums and the generation of gas-condensates,” Organic Geochemistry, Vol. II, No.6, pp. 573-590, 1987.##

[17]. Manilla P. N., and Eking P. A., “Characterization of some crude oils from the niger delta region of nigeria using bulk parameters and GC whole oil fingerprint,” Journal of Chemical Society of Nigeria, 32(2), pp. 191-202, 2007.##

[18]. Onyema Mark O., “Geochemical correlation of niger delta crude oils using low molecular weight markers,” MSc. Thesis, University of Port Harcourt, Nigeria, 2005.##

[19]. Manilla P. N., and Onyema Mark O., “Correlation of some crude oils using low molecular weight geochemicalmarkers: a case study of the niger delta,” Journal of Chemical Society of Nigeria 33, pp. 225-234, 2008.##

[20]. Onyema Mark O., and Ajike Kalu U., “Compositional significance of light hydrocarbons in niger delta crude oils,” Nature and Science, 8(8), 2010.##

[21]. Onyema Mark O., and Osuji Leo C., “Light hydrocarbons in niger delta oils: geochemical significance of ring preference,” Nature and Science, 9(5), 2011.##