بررسي تأثير گسل‌هاي ميدان نفتي زيلايي بر تركيب ژئوشيميايي نفت مخازن آسماري و بنگستان

Effect of Zeloi Oilfield’s Faults on the Geochemical Characters of Asmari and Bangestan Reservoir´s Oils

در این مطالعه تأثیر گسل‌های میدان نفتی زیلایی بر خصوصیات ژئوشیمیایی نفت مخازن آسماری و بنگستان، مورد مطالعه قرار گرفت. ترسیم نمودار تغییرات DBT/Phen‌‌ در مقابل Pr/Phاو C29/C27 strane20R در مقابل Pr/Ph و (Pr/(Pr+Ph در مقابل استران‌های (C27 Dia/(Dia+Reg مشخص نمود كه نفت این مخازن دارای سنگ منشأ واحد با تركیب لیتولوژیكی  كربناته - مارنی تا شیل‌ دریایی است كه در محیط احیایی دریایی تا كمی اكسیدی با شوری نرمال نهشته شده است. همچنین استفاده از نسبت‌های بیوماركری متعدد از جمله (C29 Strane S/(S+R در برابر (C29 Strane (αβ/αα+αβ نشان داد كه نفت هر دو مخزن آسماری و بنگستان از بلوغ بالا و تقریباً یكسانی برخوردارند. نمودار ایزوتوپ كربن (δ13C) در مقابل Pr/Ph، مقادیر شاخص الئنان و نمودار استاندارد درصد استران C28 سن سنگ منشأ نفت هر دو مخزن را كرتاسه پسین تا اوایل ترشیر تعیین نمود. تفاوت ژئوشیمیایی نفت مخزن آسماری میدان زیلایی با نفت همین افق در میادین اطراف می‌تواند دلیلی بر ارتباط و تأثیرپذیری آن از نفت مخزن بنگستان باشد. بررسی نقشه UGC و (زیر سطحی) پروفیل لرزه‌ای تفسیر شده این میدان، وجود دو گسل در یال‌های شمالی و جنوبی را نشان داده كه موجب قرار گرفتن سازند پابده در مقابل مخزن بنگستان و تسهیل حركت نفت تولید شده از این سازند به درون مخزن بنگستان شده است. همچنین عملكرد این گسل‌ها به عنوان مسیرهای باز می‌تواند نفت مخزن بنگستان را به مخزن آسماری انتقال داده و سبب تغییر ویژگی‌های آن شده باشد. این مطالعه نقش گسل‌ها در ایجاد تغییر در ویژگی‌های نفت افق‌های مختلف میدان نفتی زیلایی را تأیید می‌كند.  

This study aims to investigate the effect of faults on the geochemical characters of the Asmari and the Bangestan reservoir oils in the Zeloi Oilfield. Plots of DBT/Ph versus Pr/Ph, C29/C27Strane20R versus Pr/Ph and Pr/(Pr+Ph) versus C27Dia/(Dia+Reg) indicate that oils of these reservoirs are generated from a single source rock, comprising carbonate-marl to marine shale lithology deposited under reducing marine environment with normal salinity. Moreover, plots of various biomarker ratios such as C29Strane20S/(20S+20R) versus C29Straneββ/(αα+ββ) indicate that oils in both the Asmari and Bangestan reservoirs have a similar maturity level. In addition, the diagrams of δ13C versus Pr/Ph, Oleanan index values and the standard diagram of C28Strane percent illustrate that the source rock for these reservoirs belong to the Upper Cretaceous to Early Tertiary age. The geochemical differences between the Asmari oil of the Zeloi Oilfield and the equivalent horizons in the surrounding fields, further, supports the connection of these reservoirs. Underground Contour maps (UGC) as well as the seismic profile indicate two faults that lead to the placement of the Pabde formation against the Bangestan reservoir in this oilfield. These faults could have acted as an open conduit for the movement of the oil generated from the Pabdeh Formation into the Bangestan reservoir. Furthermore, these faults can be considered as open pathways connecting the Bangestan reservoir with the Asmari reservoir, subsequently changing their geochemical characters through mixing. This study confirms the role of faults in creating change in the geochemical properties of various horizons in Zeloi oilfield.