ارزیابی ژئوشیمیایی و پیوستگی مخزنی نفتهای مخازن آسماری و بنگستان میدان دهلران واقع در ناحیه دزفول شمالی، جنوب غرب ایران

در این مطالعه با برداشت سیستماتیک نمونه های هیدروکربنی از 4 چاه مخازن آسماری و بنگستان میدان دهلران و انجام آنالیزهای ژئوشیمیایی کروماتوگرافی گازی (gc)، کروماتوگرافی گازی طیف سنجی جرمی (gcms)، کروماتوگرافی گازی با وضوحیت بالا (hrgc) و آنالیز ایزوتوپی کربن، ارزیابی از وضعیت سیستم هیدروکربنی و پیوستگی جانبی و قائم دو مخرن با روش ژئوشیمی مخزن و ترکیبات اثرانگشت نفت (oil fingerprint) انجام پذیرفت. بررسی الگوی پراکندگی آلکانهای نرمال به همراه بیومارکرهای شاخص محیط رسوبگذاری و رخساره های رسوبی نشان دادند سنگ منشاء نفتهای مورد مطالعه غنی از مواد آلی جلبکی بوده و در یک محیط احیایی دریایی کربناته با ورودی کم مواد آلی قاره‌ای تشکیل شده است. همچنین هیدروکربنهای مورد مطالعه بلوغ پایین تا متوسطی را از خود به نمایش می گذارند. نتایج پارامترهای ایزوتوپی و بیومارکری حاکی از منشاء مشترک هیدروکربن دو مخزن از یک سیستم نفتی با سن احتمالی ژوراسیک کرتاسه زیرین می باشد. استفاده از ترکیبات آلکانهای حلقوی و زنجیره ای در هیدروکربنهای سبک c5c11 و همچنین داده های فشار سازندی جهت ارزیابی پیوستگی جانبی مخزن بنگستان حاکی از عدم ارتباط چاه واقع در شمال غرب میدان دهلران با سایر چاههای مورد مطالعه بوده که علت آن را می توان به حضور سدهای تراوایی یا گسل عایق نسبت داد. علاوه بر این پیوستگی قائم دو مخزن آسماری و بنگستان از طریق داده های ژئوشیمی مخزن و مهندسی نفت نیز تایید گردید.

Geochemical and reservoir continuity assessment of Asmari and Bangestan reservoirs oils in Dehluran oilfield, North Dezful Embayment, SW Iran

In the present study, a total of 4 oil samples were systematically selected from the Asmari and Bangestan reservoirs in Dehluran Oilfield for geochemical evaluation of hydrocarbon system based on geochemistry and oil fingerprints analyses (GC, GCMS, HRGC and Carbon Isotopes analysis). An investigation on distribution pattern of normal alkanes along with characteristic biomarkers of the depositional environment and sedimentary facies indicated that, source rock of the studied hydrocarbons was deposited in a reducing aquatic environment with low input of terrigenous material and dominantly carbonate lithology derived from organic algal matter. Also, the studied oil samples exhibited low moderate maturity. The isotopic and biomarker results indicated that all the oil accumulated in both reservoirs has generated from same petroleum system with probable age of JurrasicLower Creataceous. The application of branched and cyclic compounds in light hydrocarbons (C5 – C11) and pressure data to evaluate lateral continuity of the Bangestan reservoir confirmed the discontinuity of well located in NW of oilfield. These evidences could be related to presence of a seal fault or permeability barriers. Also, the reservoir geochemistry and petroleum engineering data proved good vertical reservoir continuity between the Asmari and Bangestan reservoirs.