ارزیابی ژئوشیمیایی نفت های خام مخازن سروک و فهلیان با استفاده از داده های بیومارکری در یکی از میادین نفتی دشت آبادان

در این مطالعه 8 نمونه نفت خام از مخازن سروک (5 نمونه) و فهلیان (3 نمونه) یکی از مهم ترین میادین نفتی دشت آبادان با استفاده از تکنیک های کروماتوگرافی ستونی، کروماتوگرافی گازی (gc) و کروماتوگرافی گازی طیف سنجی جرمی (gcms)، مورد ارزیابی ژئوشیمیایی قرار گرفت. نوع نفت مخازن سروک از نوع پارافینیک نفتنیک و آروماتیک حدواسط و نوع نفت مخزن فهلیان از نوع پارافینیک تشخیص داده شد. نسبت های بیومارکری مختلف برش های اشباع از قبیل نمودار تغییرات نسبتهایpr/nc17 و ph/nc18 و نمودار تغییرات نسبت pr/ph در برابر نسبت استران های c29/c27 (20r) نشانه ی تشکیل سنگ منشا در یک محیط دریایی احیایی برای نفت های هر دو مخزن مورد مطالعه است. همچنین غلظت بالای استران c29 در برابر c27و c28 نشان می‎دهد که مواد آلی سنگ منشا مورد نظر در یک محیط دریایی تشکیل شده که آثار ورود مواد آلی با کروژن قاره ای نیز در آن مشاهده می شود. نسبت بالای مقادیر هوپانc29 به هوپانc30 ، تغییرات نسبت استران c27 (dia/dia+reg) در برابر مقادیر pr/(pr+ph)، پایین بودن مقادیر دیااستران ها در مقابل استران و نمودار تغییرات sterane/hopane در مقابل نسبت استران های c27/c29 نشانه لیتولوژی کربناتی تا شیلی برای منشا نفت های مورد مطالعه است. با توجه به بالا بودن میزان رزین، پراکندگی آلکان های نرمال، میزان بالای نسبت های pr/nc17 و ph/nc18 و ucm بالاتر نسبت به سایرین، نمونه‎هایk15 و k11 مخزن فهلیان و نمونه b5 از مخزن سروک تخریب زیستی کم تا متوسط و نمونه b19 از مخزن سروک تخریب زیستی کمی را نشان می دهند. برطبق نمودارهای تغییرات نسبت pr/nc17 در برابر ph/nc18، تغییرات c29 sterane 20s/(20s+20r) در برابر c32 hopane 22s/(22s+22r)، تغییرات نسبت c29 sterane 20s/(20s+20r) در برابر نسبت c29 sterane αββ/(αββ+ααα)، زمان تشکیل نمونه های دو مخزن مربوط به ابتدای پنجره ی نفتی می شود و نمونه های مخزن فهلیان مراحل پیشرفته تری از سطح پختگی را نسبت به نمونه های مخزن سروک نشان می دهند.

Geochemical evaluation of the Sarvak and Fahliyan reservoirs crude oils by biomarker data in one of the Abadan Plain oilfields

In this study, 8 crude oil samples of the Sarvak (5 samples) and Fahliyan (3 samples) reservoirs from one of the main oilfields of the Abadan Plain was assessed geochemically by Liquid Chromatography, Gas Chromatography (GC) and Gas Chromatography Mass Spectrometry (GCMS) techniques. Types of crude oils of the Sarvak reservoir are Paraffinic Naphtenic and Aromatic Intermediate and are Paraffinic type for the Fahliyan reservoir crude oils. Biomarker ratios of saturate fractions such as variation of Pr/nC17 and Ph/nC18 ratios and Pr/Ph versus C27/C29 (20R) Sterane diagram indicate formation of source rock in reducing marine environment for both oil reservoirs. Furthermore, high amount of C29 Sterane in compare to C27 and C28 Steranes show that organic matter of source rock was formed in marine environment with terrestrial kerogen input. High amount C29 Hopane versus C30 Hopane, variation C27 (Dia/Dia+Reg) Steranes versus Pr/(Pr+Ph), low amount of Diasteranes versus Steranes and variation Sterane/Hopane versus C27/C29 Steranes show carbonate shale lithology for source rock of studied oils. Depending on high amount of resin, scattering of normal alkanes, high values of Pr/nC17 and Ph/nC18 and higher UCM in compare to other samples, K11 and K15 samples of the Fahliyan reservoir and B5 sample of the Sarvak reservoir demonstrate slight to moderate biodegradation while B19 sample show very slight biodegradation. According to variation of Pr/nC17 vs. Ph/nC18, C29 Sterane 20S/(20S+20R) vs. C32 Hopane 22S/(22S+22R), C29 Sterane 20S/(20S+20R) vs. C29 Sterane αββ/(αββ+ααα) samples from both reservoirs denote early oil window formation. Samples from the Fahliyan reservoir have high thermal maturity in compare to the Sarvak reservoir samples.