ارزیابی ژئوشیمیایی نفت مخازن سازند سروک در گستره خلیج‌فارس

سازند سروک به‌عنوان یکی از عظیم‌ترین مخزن‌های نفت خام در خلیج‌فارس شناخته می‌شود. در این مطالعه تعداد 28 نمونه نفت از مخزن سروک در 9 میدان نفتی مطالعه شده است و براساس داده‌های ژئوشیمیایی شامل آنالیز کروماتوگرافی گازی (gc)، کروماتوگرافی گازی طیف‌سنجی جرمی (gc-ms) و ایزوتوپ پایدار کربن، محیط رسوبی تشکیل سنگ منشاهای احتمالی و شرایط حاکم بر آن‌ها، میزان بلوغ حرارتی و سن زمین‌شناسی نفت‌ها مورد ارزیابی قرار گرفته است. با استفاده از استران‌ها، تری‌ترپان‌ها و بایومارکرهای آروماتیک ترکیب سنگ‌شناسی سنگ منشا این نفت‌ها مشخص شده است که شامل رسوبات کربناته دریایی، ترکیب شیل و کربنات دریایی و کربنات‌های دریایی همراه با مارن است. براساس مقادیر ایزوتوپ پایدار کربن در برش‌های اشباع و آروماتیک هیدروکربن، منشا نفت مخزن سروک در میادین مرکزی و شرقی خلیج‌فارس مواد آلی دریایی و در میادین غربی خلیج‌فارس ترکیب مواد آلی دریایی و مواد آلی خشکی‌زی تعیین شده است. شرایط شیمیایی (اکسیداسیوناحیاء) محیط رسوبی سنگ منشا نفت‌ها براساس استران‌ها، هوپان‌ها و نسبت pr/ph ارزیابی شد و براساس آن مشخص شد سنگ منشا نفت‌ها در محیط‌های دریایی تحت شرایط احیایی تشکیل‌شده‌اند. میزان شوری و لایه‌بندی ستون آب محیط رسوبی با استفاده از اندیس گاماسران و نسبت مورتان به هوپان (moretane/c30hopane) اندازه‌گیری شده است. محیط رسوبی سنگ منشا نفت‌های مورد مطالعه دارای میزان متغیری از شوری و لایه‌بندی در ستون آب بوده و از محیط‌های دریایی با شوری کم و بدون لایه‌بندی تا محیط‌های دریایی لب‌شور با لایه‌بندی ضعیف تعیین شده‌اند. بلوغ حرارتی نفت‌ها با مطالعه بایومارکرها شامل ترپان‌ها و استران‌های موجود در ترکیب نفت خام تعیین شد. بر این اساس سنگ منشاهای نمونه‌های مورد مطالعه در محدوده سنگ منشاهای بالغ بوده و بیشتر آن‌ها در ابتدای پنجره نفت‌زایی قرار داشته‌اند. نسبت استران‌های c28/c29 نشان می‌دهد که نفت مخزن سروک در میادین مرکزی خلیج‌فارس (bl-a، bl-b، re-a، rd-a و nt-c) از سنگ منشاهای اواخر پالئوزوئیک تا ژوراسیک تولید شده است و نفت مخزن سروک در میادین غربی و شرقی خلیج‌فارس حاصل از سنگ منشاهای کرتاسه است.

Geochemical Study of Sarvak Oil Reservoirs in the Persian Gulf

The Sarvak Formation is known as one of the largest sources of crude oil in the Persian Gulf region. In this study, 28 oil samples were collected from the Sarvak reservoirs and analyzed based on geochemical data in order to determine the genetic relationship of oils, depositional environment of source rocks and its dominant conditions, thermal maturity and source rocks age. Using the geochemical parameters, the depositional environments of source rocks have been determined, which include the marine carbonate environment, mixture of marine shale and carbonate, and marine carbonatemarl environment. The chemical conditions of the depositional environments have been evaluated based on the biomarker data, thus the redox conditions of the depositional environments are determined the anoxic marine environment. According to the Gammacerane index and Moretane/C30 Hopane ratio, the water column stratification and salinity of the depositional environment were assessed, thus the source rocks depositional environments are determined the normal water salinity and nonstratified marine to low water salinity/stratification marine. The thermal maturity of oils has been determined based on the study of biomarkers including the terpenes and steranes. Therefore, the samples are determined in the mature oils range, and the most of source rocks are located at the beginning of the oil window. The C28/C29 steranes ratio suggests the Paleozoic and Jurassic source rocks for the central Persian Gulf samples (BLA, BLB, REA, NTC and RDA), while the Sarvak reservoir in other parts of this region is sourced from the Cretaceous carbonate source rocks.