اثبات وجود بلندي كهن توسط روش هاي ژيوشيميايي در مركز ميدان نفتي بينك، جنوب ايران ‏

The Authentication of Paleo High by Geochemical Methods in the Center of ‎Binak Oilfield, South Iran

هدف از اين مطالعه اثبات وجود بلندي كهن در مركز ميدان نفتي بينك توسط مطالعات ژيوشيمي آلي است. با وجود اثر اين بلندي كهن بر رخساره هاي رسوبي به دليل وسعت كم اين ‏بالا‌آمدگي شاهد حذف و دگرشيبي گسترده در اثر فازهاي زمين ساختي نبوده و متاسفانه در اين ميدان ناشناخته باقي مانده است. داده هاي لرزه اي و داده هاي حاصل از چاه، بيانگر ساختار ‏نامتقارن ميدان بينك به طول تقريبي 22 كيلومتر و عرض 10 كيلومتر در مخزن بنگستان است. به منظور اثبات بلندي كهن، تجزيه‌هاي ژيوشيميايي راك ايول و انعكاس ويترينايت بر روي خرده ‏هاي حفاري و در پايان مدل‌سازي حرارتي توسط نرم‌افزار ( ‏Pars Basin Modeler (PBM‏ انجام پذيرفت. نتايج تجزيه راك ايول كم بودن ميزان محتوي كربن آلي سازندهاي كژدمي، لافان، ‏گورپي و پابده را در مركز ميدان نشان مي دهد. اين امر مي تواند نمايانگر حكمفرما بودن شرايط اكسيدان و كم ژرفا بودن آنها در زمان ته نشست، به دليل تشكيل يك بالاآمدگي دست‌كم از ‏زمان آلبين ـ سنومانين در امتداد گسل پي سنگي خارك ـ ميش باشد. متغيرهاي ژيوشيميايي در سازند كژدمي چاه شماره 4 به صورت قابل توجهي با سازند كژدمي در چاه شماره 7 و ديگر ‏سازندهاي موجود در ميدان متفاوت است. اين امر مي تواند به دليل افزايش قابل توجه فعاليت گسل خارك ميش در طي زمان آلبين باشد. با توجه به ارتباط مستقيم ميان محل گسل هاي ‏پي‌سنگي، بي‌هنجاري‌هاي حرارتي و بلندي هاي كهن، تاريخچه حرارتي ميدان توسط نرم‌افزار ‏PBM‏ مدل‌سازي شد. نتايج مدل‌سازي نشان داد كه با اعمال جريان هاي حرارتيmW/m2‎‏ 80، 76، ‏‏66 و 60 به ترتيب براي چاه هاي شماره 2، 4، 6 و 7 بهترين انطباق بازتاب ويترينايت و ‏Tmax‏ اندازه گيري و محاسبه شده حاصل مي شود. در پايان، كاهش پتانسيل هيدروكربورزايي و محتواي ‏كربن آلي سنگ هاي منشا و افزايش جريان حرارتي به سمت مركز ميدان و نسبت به ميادين مجاور نمايانگر وجود بلندي كهن در امتداد گسل خارك ـ ميش است. از سوي ديگر با توجه به ‏وجود بلندي كهن در مركز ميدان و در نتيجه كم ژرفا بودن آن، وجود روديست هاي فراوان تر موجب توليد بيشتر در مركز ميدان شده است. ‏

The main goal of this study is to introduce a paleo high in the central part of Binak oilfield using geochemical parameters. Despite the effect of ‎this phenomena on sedimentation, due to its low amplitude of uplift and lack of unconformity, so far remained unknown in this oilfield. Seismic ‎and well log data reveal that, Binak oilfield is an asymmetrical anticline with Bangestan reservoir of about 22 km long and 10 km wide.‎‏ ‏To ‎investigate the paleo high in the oil field, geochemical analyses were performed on the cutting samples by Rock Eval 6 Pyrolysis, Vitrinite ‎reflectance measurement and finally Pars Basin Modeler software was used for thermal modeling. The results of Rock-Eval analysis demonstrate ‎that the quantity of total organic carbon decreases in all the Kazhdumi, Lafan, Gurpi and Pabdeh Formations towards the center of this anticline. ‎This phenomenon reveals that the environment and condition of sedimentation have been oxidation and shallow for these formations during their ‎deposit history in the center. This can be explained by development of an uplift along Kharg - Mish basement fault starting at or before Albian to ‎Cenomanian time. The Kazhdumi Formation in well number four indicates a drastic change in the geochemical data in compare to other ‎formations as well as the same formation in well number seven. This can also be correlated to remarkable increase in the activities of Kharg-Mish ‎Fault during Albian. On the other hand significant temperature anomalies are often observed close to the faults and there is a direct relationship ‎between basement fault, high thermal gradient and paleo highs. Therefore, thermal modeling was performed to understand thermal history of this ‎oilfield using PBM (Pars Basin Modeler) software. The results indicate that, the amount of heat flow must be 80, 76, 66 and 60 mW/m2 for well ‎numbers 2, 4, 6 and 7 respectively for achievement of the best fit between calculated Vitrinite reflectances as well as Tmax parameters and the ‎same parameters actually measured by geochemical analyses. Consequently, this study reveals that there is a paleo high in the centre and along ‎the Kharg – Mish Fault of the oil field which caused low content of TOC and naturally lower potential for hydrocarbon generation in the middle ‎part of the oilfield. Finally considering the reservoir in the Binak oilfield, since in the central part is shallower due to the paleo high, there is more ‎Rudist presence and higher oil production in the central part of the oilfield.‎