مطالعه ژيوشيميايي و تاثير كاني ماتريكس بر پتانسيل سنگهاي منشا احتمالي ميدان نفتي دارخوين واقع در دشت آبادان

Geochemical Investigation and Mineral Matrix Effect on Probable Source Rockʹʹs Potentiality, Darquain Oilfield in the Abadan Plain

تاقديس دارخوين در فاصله 5 كيلومتري شمال شرقي آبادان واقع است. اين ميدان داراي امتداد محوري شمالي جنوبي است. در اين مطالعه سازندهاي كژدمي، گدوان، گرو و سرگلو ميدان نفتي دارخوين واقع در دشت آبادان موورد آناليز راكايول 6 قرار گرفته است. نمودار s2 در مقابل كل كربن آلي (TOC) نشان داد كه تيپ كروژن اين ميدان مخلوطي از نوع IIو III مي باشد. مقدار قابل توجه s2 جذب شده توسط ماتريكس در چاه هاي شماره 1و2 سازند كژدمي(mg HC/gr rock 06/14- 33/5) و چاههاي 3 و 2 سازند گدوان(mg HC/gr rock 2/3 - 1/3) به علت بلوغ حرارتي نسبتا كم و نسبت پايين گاز - نفت مي باشد. در سازندهاي گرو و سرگلو مقدار جذب شوده توسط ماتريكس به ترتيب 84/0 - 82/0 mg HC/gr rock بوده، كه داراي بلوغ حرارتي نسبتا متوسط و نسبت گاز - نفت متوسط تا بالا مي باشند. مقدار كربن آلي فعال در سازندهاي كژدمي 6/1 - 6/0، گدوان 9/1 - 2/0 گرو 53/1 و سرگلو 38/8 درصد وزني است كه بيانگر سنگ منشاهايي داراي توان هيدروكربورزايي متوسط تا غني مي باشد. همچنين چاه هاي مورد مطالعه مدلسازي شده و مقدار Ro سنگ منشا برحسب عمق محاسبه و نسبت تبديل ماده آلي و TOC اوليه برآورد گرديد. نسبت دگرسايي كروژن در محدوده 66/0 - 12/0 بوده كه با توجه به Easy %Ro به دست آمده از نرم افزار PBM 9/0 - 5/0 مي تواند نشانگر قرارگيري سنگ منشاهاي مذكور به استثناي سازند كژدمي Easy %Ro=0.5-0.65)) در اوايل پنجره نفتي و آغاز توليد هيدروكربن باشد، كه با مقاديرmax Tنيز تاييد مي شود. فاكتور گاز و نفت سازندهاي مذكور براي سازندهاي كژدمي و گدوان (1-0) ،نشانگر محدوده متغير پتانسيل نفتزايي و گاززايي اين سازندها مي باشد. همچنين اين فاكتور براي سازندهاي گرو و سرگلو(58/0 – 1) ، نشان ميدهد كه پتانسيل گاززايي اين سازندها بيشتر از نفتزايي آنهاست. از نقشه هاي هم ارزش TOC oil gas TOCسازند كژدمي مي توان استنباط نمود كه عمق حوضه در زمان ته نشست سازند مذكور، در غرب و جنوب غرب ميدان بيشتر از قسمتهاي ديگر ميدان بوده است.

Darquain anticline is located at 5 km northeast of city of Abadan. The axis trend of this oilfield is north through south. In this study, Kazhdumi, Gadvan, Garu and Sargelu Formations in Darquain Oilfield, in Abadan Plain, were analyzed by Rock-Eval 6 instrument. S2 vs. TOC plot revealed that kerogen type in this oilfield predominantly is of mixed of types II & III. Significant S2 Adsorption by matrix of Kazhdumi Formation in well numbers 1 and 2 (5.33-14.06 mg HC/gr rock) and Gadvan Formation in well numbers 2 and 3 (3.1-3.2 mg HC/gr rock) is due to low thermal maturity as well as low Gas-Oil Ratio factor. In Garu and Sargelu Formations amounts of adsorbed S2 by matrix are respectedly 0.82 and 0.84 mg HC/gr rock, that represent a medium thermal maturation and medium to high Gas-Oil Ratio factor. Quantity of TOClive in the Kazhdumi, Gadvan, Garu and Sargelu formations estimated to be in the range of 0.6-1.6, 0.2-1.9, 1.53 and 8.38 by weight percent respectively. This represents potential for the studied formations fair to excellent petroleum generation. Also the studied wells were modeled, by which the Ro of the source rocks were calculated according to their depth. Also transformation ratio of organic matter and the initial TOC is estimated. Transformation Ratio of Kerogen in studied formations ranges from 0.12 to 0.66. This is in accordance with estimated Easy Ro by PBM software (0.5-0.8). It can then be concluded that Kazhdumi Formation is in early oil window and already started to generate hydrocarbon. This is also verified by Tmax data. The Gas-Oil Ratio of Kazhdumi and Gadvan Formations is 0-1 indicating variable hydrocarbon generation. Also this factor for Garu and Sargelu is 0.58-1 indicates that they have more gas generation potential rather than oil generation potential. The inferences drawn from It can be inferenced from iso TOCoil and TOCgas maps led to the conclution that, in west and southwestern parts of the basin, the depth during deposition of mentioned formations was more in compare to other parts of Darquain