ارزيابي ژيوشيميايي سنگ‎هاي منشا و نفت‎هاي خام ميدان نفتي مارون با استفاده از دستگاه پيروليز راك‎ايول (6) و كروماتوگرافي گازي (GC)

Geochemical Evaluation of Source Rocks and Crude Oils of Marun Oil Field with Rock-Eval Pyrolysis (VI) and Gas Chromatography Instruments

ميدان نفتي مارون، يكي از مهم‎ترين ميادين نفتي ايران در جنوب فروافتادگي دزفول شمالي در كمربند چين‎خورده زاگرس است كه مورد بررسي ژيوشيمي آلي قرار گرفته است. 43 نمونه از سازندهاي مخزن و منشا گرو، گدوان، داريان، كژدمي، سروك، گورپي و پابده از چاه‎هاي متفاوت ميدان نفتي مارون توسط پيروليز راك‎ايول تجزيه و بيتومن استخراج ‎شده از 23 نمونه انتخاب شده با دستگاه كروماتوگرافي ستوني و گازي مورد مطالعه قرار گرفت. به منظور مقايسه بيتومن استخراج‎شده از سازندهاي مورد بررسي، 5 نمونه نفت خام از مخزن بنگستان و يك نمونه از مخزن خامي مطالعه شده است. بررسي داده‎هاي حاصل از پيروليز راك‎ايول نشان مي‎دهد كه نمونه‎هاي كژدمي و پابده با ميانگين كل كربن آلي 13/4 درصد و S2 بيشتر از 12 ميلي‎گرم هيدروكربن بر گرم سنگ داراي بيشترين مقدار درصد TOC و پتانسيل هيدروكربن‎زايي بالاتري نسبت به ديگر نمونه‎ها هستند. بر مبناي نمودار HI در برابر Tmax و همچنين S2-TOC مشخص شد كه كروژن موجود در سازندهاي مورد مطالعه از نوع II است. همچنين سازندهاي گرو، گدوان و كژدمي با رسيدن به مرحله كاتاژنز مسير بلوغ حرارتي را طي كرده‎اند. تغييرات PI و Tmax در برابر ژرفا بيانگر اين موضوع است كه نمونه‎هاي پابده و گورپي بلوغ كمتري را نسبت به نمونه‎هاي كژدمي و گرو نشان مي‎دهند. مطالعه كروماتوگرام‌ها و نسبت تغييرات مقادير Pr/nC17 در برابر Ph/nC18 نشان مي‎دهد كه نمونه‎هاي مورد مطالعه فاقد يا داراي مقدار كمي پديده تخريب زيستي بوده و نفت خام مخزن بنگستان و خامي از سنگ منشايي با كروژن نوع II در شرايط كاهيده تشكيل شده است.

Marun Oilfield is one of the main Iranian Oilfield in Dezful Embayment, Zagros area which was studied geochemically in this paper. Forty three samples from different source and reservoir rocks include Garue, Gadvan, Dariyan, Kazhdumi, Sarvak, Gurpi and Pabdeh formations from different oil wells were analyzed by Rock Eval VI. In addition, 23 selected extract bitumens and 6 crude oils of Bangestan and Khami reservoirs were studied by Liquid Chromatography and Gas Chromatography to compare with each other. Rock Eval data showed that Kazhdumi and Pabdeh formations with average TOC of 4.13 wt% and more than 12 mg HC/g rock amount of S2 had high hydrocarbon potential regard to other samples. HI vs. Tmax and S2 vs. TOC diagrams indicated that the Type II kerogen was the main type of kerogen in studied samples. Furthermore, Garue, Gadvan and Kazhdumi samples have high thermal maturity in compare with other samples. Also, variations of PI and Tmax versus depth indicate that Pabdeh and Gurpi samples had less thermal maturity in compare with Kazhdumi and Garue samples. Chromatograms study and variation of Pr/nC17 and Ph/nC18 indicate that studied samples have no or little evidence of biodegradation and crude oils of Bangestane and Khami reservoirs was formed in anoxic environment from the source rock with type II kerogen