ارزيابي تغييرات ژيوشيميايي نفت مخزن بنگستان ميدان اهواز، جنوب‌غرب ايران

Evaluation of Geochemical Variation of Bangestan Reservoir Oils, Ahvaz Oil Field, SW Iran

مطالعه تغييرات خواص ژيوشيميايي نفت مخزن، نقش مهمي در توسعه ميدان ايفا مي‌كند. مطالعه حاضر به تغييرات خواص ژيوشيميايي نفت مخزن بنگستان ميدان اهواز مي‌پردازد. در اين مطالعه، تعداد چهار نمونه نفت‌ خام از چاه‌هاي 49، 368، 375 و 455 برداشت و بر روي آنها آزمايش SARA test و كروماتوگرافي طيف‌سنجي جرمي انجام شد. نتايج به‌دست آمده از بررسي درصد برش‌هاي نفتي، نشان‌دهنده درصد بالاي برش اشباع و در نتيجه نفت‌هاي پارافيني است. درصد بالاي هيدروكربن-هاي اشباع به آروماتيك به احتمال زياد به دليل مسير مهاجرت طولاني آنها و نيز بلوغ نسبتاً بالا باشد. در نفت هاي خام مورد مطالعه وجود مقادير بالايي از نسبت ترپان‌هاي سه حلقه اي C22/C21، مقادير پايين C24/C23، و نسبت پايين ‌ترپان‌هاي سه‌ حلقه‌اي C26/C25 در برابر مقادير بالاي C31R/C30Hopane، مويد منشا كربناتي- مارني است. نمودار نسبت C25/C26 در برابر نسبت C25/C24 tet. محيط دريايي را براي تشكيل منشا نفت مخزن بنگستان نشان مي‌دهند. نمودار تغييرات نسبت C32-22S/(22S+22R) در برابر C29-20S/(20S+20R) بلوغ متوسط تا بالا را براي نمونه‌ها نشان مي‌دهد. نسبت استران C28/C29 در نمونه‌هاي نفت مخزن بنگستان ميدان نفتي اهواز 9/0 تا 1 بوده كه دلالت بر تشكيل سنگ منشا با سن ابتداي كرتاسه دارد (سازندهاي كژدمي و گدوان). افزايش بلوغ بيشتر نفت مخزن بنگستان به سمت بخش شرقي ميدان اهواز بيانگر وجود جريان گرمايي بيشتر و يا انتقال آسان‌تر گرما به‌واسطه سامانه‌هاي شكستگي بيشتر پيش‌بيني مي‌شود

Geochemical characteristics of the petroleum play an important role in oil field development. This study tends to investigate oil geochemical characteristics of the Bangestan reservoir in Ahvaz oil field. A total of 4 oil samples from Ahvaz oil field (49, 368, 375, 455) were subjected to SARA test and GC-MS analyses. The results of oil fractions indicate the presence of high saturation fractions which are ascribed to paraffinic oils. The high saturation/aromatic ratio may be related to long migration distance or high relative maturity. In these samples high ratios of tricyclic C22/C21 terpane to low values of C24/C23, and low tricyclic C26/C25 vs. high values of C31R/C30 Hopane are indicators of carbonate-marl source rocks for the studied crude oils. The plot of C25/C26 to C25/C24 tet. ratio exhibits a marine environment during deposition of the source rocks. The variation plot of C32-22S/ (22S+22R) against C29-20S/(20S+20R) presents medium-high maturity for the oils under study. The calculated C28/C29 sterane ratios vary from 0.9 to 1 which reflects that source rock was deposited in early Cretaceous (Gadvan and Kazhdumi formations). Increasing maturity trend in Ahvaz oil field can be related to a rising thermal regime towards the east enhanced by dominance of fracture systems.