ارزيابي ژئوشيميايي نفت هاي خام مخازن سروك و فهليان با استفاده از داده هاي بيوماركري در يكي از ميادين نفتي دشت آبادان

Geochemical evaluation of the Sarvak and Fahliyan reservoirs crude oils by biomarker data in one of the Abadan Plain oilfields

در اين مطالعه 8 نمونه نفت خام از مخازن سروك (5 نمونه) و فهليان (3 نمونه) يكي از مهم ترين ميادين نفتي دشت آبادان با استفاده از تكنيك هاي كروماتوگرافي ستوني، كروماتوگرافي گازي (GC) و كروماتوگرافي گازي طيف سنجي جرمي (GCMS)، مورد ارزيابي ژئوشيميايي قرار گرفت. نوع نفت مخازن سروك از نوع پارافينيك نفتنيك و آروماتيك حدواسط و نوع نفت مخزن فهليان از نوع پارافينيك تشخيص داده شد. نسبت هاي بيوماركري مختلف برش هاي اشباع از قبيل نمودار تغييرات نسبتهايPr/nC17 و Ph/nC18 و نمودار تغييرات نسبت Pr/Ph در برابر نسبت استران هاي C29/C27 (20R) نشانه ي تشكيل سنگ منشأ در يك محيط دريايي احيايي براي نفت هاي هر دو مخزن مورد مطالعه است. همچنين غلظت بالاي استران C29 در برابر C27و C28 نشان مي‎دهد كه مواد آلي سنگ منشأ مورد نظر در يك محيط دريايي تشكيل شده كه آثار ورود مواد آلي با كروژن قاره اي نيز در آن مشاهده مي شود. نسبت بالاي مقادير هوپانC29 به هوپانC30 ، تغييرات نسبت استران C27 (Dia/Dia+Reg) در برابر مقادير Pr/(Pr+Ph)، پايين بودن مقادير ديااستران ها در مقابل استران و نمودار تغييرات Sterane/Hopane در مقابل نسبت استران هاي C27/C29 نشانه ليتولوژي كربناتي تا شيلي براي منشأ نفت هاي مورد مطالعه است. با توجه به بالا بودن ميزان رزين، پراكندگي آلكان هاي نرمال، ميزان بالاي نسبت هاي Pr/nC17 و Ph/nC18 و UCM بالاتر نسبت به سايرين، نمونه‎هايK15 و K11 مخزن فهليان و نمونه B5 از مخزن سروك تخريب زيستي كم تا متوسط و نمونه B19 از مخزن سروك تخريب زيستي كمي را نشان مي دهند. برطبق نمودارهاي تغييرات نسبت Pr/nC17 در برابر Ph/nC18، تغييرات C29 Sterane 20S/(20S+20R) در برابر C32 hopane 22S/(22S+22R)، تغييرات نسبت C29 Sterane 20S/(20S+20R) در برابر نسبت C29 Sterane αββ/(αββ+ααα)، زمان تشكيل نمونه هاي دو مخزن مربوط به ابتداي پنجره ي نفتي مي شود و نمونه هاي مخزن فهليان مراحل پيشرفته تري از سطح پختگي را نسبت به نمونه هاي مخزن سروك نشان مي دهند.

In this study, 8 crude oil samples of the Sarvak (5 samples) and Fahliyan (3 samples) reservoirs from one of the main oilfields of the Abadan Plain was assessed geochemically by Liquid Chromatography, Gas Chromatography (GC) and Gas Chromatography Mass Spectrometry (GCMS) techniques. Types of crude oils of the Sarvak reservoir are Paraffinic Naphtenic and Aromatic Intermediate and are Paraffinic type for the Fahliyan reservoir crude oils. Biomarker ratios of saturate fractions such as variation of Pr/nC17 and Ph/nC18 ratios and Pr/Ph versus C27/C29 (20R) Sterane diagram indicate formation of source rock in reducing marine environment for both oil reservoirs. Furthermore, high amount of C29 Sterane in compare to C27 and C28 Steranes show that organic matter of source rock was formed in marine environment with terrestrial kerogen input. High amount C29 Hopane versus C30 Hopane, variation C27 (Dia/Dia+Reg) Steranes versus Pr/(Pr+Ph), low amount of Diasteranes versus Steranes and variation Sterane/Hopane versus C27/C29 Steranes show carbonate shale lithology for source rock of studied oils. Depending on high amount of resin, scattering of normal alkanes, high values of Pr/nC17 and Ph/nC18 and higher UCM in compare to other samples, K11 and K15 samples of the Fahliyan reservoir and B5 sample of the Sarvak reservoir demonstrate slight to moderate biodegradation while B19 sample show very slight biodegradation. According to variation of Pr/nC17 vs. Ph/nC18, C29 Sterane 20S/(20S+20R) vs. C32 Hopane 22S/(22S+22R), C29 Sterane 20S/(20S+20R) vs. C29 Sterane αββ/(αββ+ααα) samples from both reservoirs denote early oil window formation. Samples from the Fahliyan reservoir have high thermal maturity in compare to the Sarvak reservoir samples.