ارزيابي ژئوشيميايي نفت مخازن سازند سروك در گستره خليج‌فارس

Geochemical Study of Sarvak Oil Reservoirs in the Persian Gulf

سازند سروك به‌عنوان يكي از عظيم‌ترين مخزن‌هاي نفت خام در خليج‌فارس شناخته مي‌شود. در اين مطالعه تعداد 28 نمونه نفت از مخزن سروك در 9 ميدان نفتي مطالعه شده است و براساس داده‌هاي ژئوشيميايي شامل آناليز كروماتوگرافي گازي (GC)، كروماتوگرافي گازي-طيف‌سنجي جرمي (GC-MS) و ايزوتوپ پايدار كربن، محيط رسوبي تشكيل سنگ منشأهاي احتمالي و شرايط حاكم بر آن‌ها، ميزان بلوغ حرارتي و سن زمين‌شناسي نفت‌ها مورد ارزيابي قرار گرفته است. با استفاده از استران‌ها، تري‌ترپان‌ها و بايوماركرهاي آروماتيك تركيب سنگ‌شناسي سنگ منشأ اين نفت‌ها مشخص شده است كه شامل رسوبات كربناته دريايي، تركيب شيل و كربنات دريايي و كربنات‌هاي دريايي همراه با مارن است. براساس مقادير ايزوتوپ پايدار كربن در برش‌هاي اشباع و آروماتيك هيدروكربن، منشأ نفت مخزن سروك در ميادين مركزي و شرقي خليج‌فارس مواد آلي دريايي و در ميادين غربي خليج‌فارس تركيب مواد آلي دريايي و مواد آلي خشكي‌زي تعيين شده است. شرايط شيميايي (اكسيداسيون-احياء) محيط رسوبي سنگ منشأ نفت‌ها براساس استران‌ها، هوپان‌ها و نسبت Pr/Ph ارزيابي شد و براساس آن مشخص شد سنگ منشأ نفت‌ها در محيط‌هاي دريايي تحت شرايط احيايي تشكيل‌شده‌اند. ميزان شوري و لايه‌بندي ستون آب محيط رسوبي با استفاده از انديس گاماسران و نسبت مورتان به هوپان (Moretane/C30Hopane) اندازه‌گيري شده است. محيط رسوبي سنگ منشأ نفت‌هاي مورد مطالعه داراي ميزان متغيري از شوري و لايه‌بندي در ستون آب بوده و از محيط‌هاي دريايي با شوري كم و بدون لايه‌بندي تا محيط‌هاي دريايي لب‌شور با لايه‌بندي ضعيف تعيين شده‌اند. بلوغ حرارتي نفت‌ها با مطالعه بايوماركرها شامل ترپان‌ها و استران‌هاي موجود در تركيب نفت خام تعيين شد. بر اين اساس سنگ منشأهاي نمونه‌هاي مورد مطالعه در محدوده سنگ منشأهاي بالغ بوده و بيشتر آن‌ها در ابتداي پنجره نفت‌زايي قرار داشته‌اند. نسبت استران‌هاي C28/C29 نشان مي‌دهد كه نفت مخزن سروك در ميادين مركزي خليج‌فارس (BL-A، BL-B، RE-A، RD-A و NT-C) از سنگ منشأهاي اواخر پالئوزوئيك تا ژوراسيك توليد شده است و نفت مخزن سروك در ميادين غربي و شرقي خليج‌فارس حاصل از سنگ منشأهاي كرتاسه است.

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.