شماره مدرك
20676
شماره راهنما
17777
پديد آورنده
مزارعي، مهدي
عنوان
مطالعه بيوماركري نفت مخازن آسماري در فروافتادگي دزفول، جنوب غرب ايران
مقطع تحصيلي
كارشناسي ارشد
گرايش تحصيلي
اكتشاف
محل تحصيل
اصفهان : دانشگاه صنعتي اصفهان
سال دفاع
1404
صفحه شمار
دوازده، 64ص
توصيفگر ها
بيوماركر , كروماتوگرافي گازي , كروماتوگرافي گازي-طيفسنجي جرمي , استران , هوپان , گاماسران , اولئينان
تاريخ ورود اطلاعات
1404/08/24
كتابنامه
كتابنامه
رشته تحصيلي
مهندسي نفت
دانشكده
مهندسي معدن
تاريخ ويرايش اطلاعات
1404/08/25
كد ايرانداك
23176503
چكيده فارسي
اين پژوهش با هدف تعيين سنگ منشاء، محيط رسوبي، سن زمينشناسي و بلوغ حرارتي نفتهاي مخازن آسماري (فروافتادگي دزفول) و براساس مقايسه بيوماركرها انجام شد. در اين راستا تعداد 11 نمونه نفت خام از مخازن آسماري تهيه شد.
در اين پژوهش باتوجه به دادههاي موجود شامل 11 نمونه نفت خام از ميادين: پازنان، رگ سفيد، گلخاري، گچساران، بي بيحكيمه، نرگسي، مارون، شادگان، آغاجاري، اهواز و منصوري (فروافتادگي دزفول) سعي شده است تا با استفاده از روشهاي كروماتوگرافي گازي و كروماتوگرافي گازي-طيفسنجي جرمي به بررسي ژئوشيميايي نفت ميادين ذكر شده پرداخته شود. با استفاده از روش كروماتوگرافي ستوني مشخص شد كه بهطور ميانگين درصد اجزاي اشباع و آروماتيك بيشترين مقدار را دارا ميباشند. با استفاده از نمودار تيسوت و ولته مشخص شد كه نمونههاي ميدانهاي نرگسي، اهواز، مارون و آغاجاري از نوع پارافينيك و نمونههاي ميدانهاي پازنان، گلخاري، بي بي حكيمه، گچساران، رگ سفيد، شادگان و منصوري از نوع پارافينيك- نفتنيك ميباشند. با استفاده از نمودار نسبت C29 ααα Sterane 20S/(20S+20R) در مقابل نسبت C29 Sterane[ββ/αα+ββ] و همچنين نسبت هوموهوپان C32 22S/(22R+22S)، نمونهها در پنجره نفتزايي يا در مرحله بيشينه نفتزايي قرار دارند و همچنين نمودار نسبت C29 ααα Sterane 20S/(20S+20R) در مقابل نسبت Ts/(Ts+Tm)، شاخص CPI و مقادير متيل ديبنزوتيوفن(MDR) بلوغ بالا را براي نمونه ها نشان دادند و به علت افزايش نسبت Ts/(Ts+Tm)، MDR و TAS، بلوغ بالاتر براي نمونه نفت نرگسي مشخص شد. با استفاده از دياگرام مثلثي استرانهاي منظم C27، C28 و C29 و همچنين نمودار نسبت پريستان به آلكان نرمال 17 كربني در مقابل فيتان به آلكان نرمال 18 كربني، نمودار شاخص گاماسران در مقابل نسبت پريستان به فيتان، شاخص TAR و اولئينان، محيط تشكيل سنگ منشاء محيط دريايي و نوع ماده آلي كروژن نوع II براي تمامي ميادين ذكر شده بدست آمد. براي تعيين سن زمينشناسي سنگ منشاء نمونههاي نفت منطقه مورد مطالعه از نمودار درصد فراواني استران C28 در مقابل نسبت استرانهاي C28/C29 استفاده شد، كه مشخص شد اكثر نمونهها داراي سن كرتاسه زيرين ميباشند. همچنين از شاخص اولئينان نيز استفاده شد كه مشخص شد سن سنگ منشاء نمونههاي نفت قديميتر از كرتاسه بالايي (كرتاسه زيرين) است، همچنين با استفاده از ايزوتوپ كربن بر روي آسفالتن نيز سن كرتاسه براي نمونههاي نفت بدست آمد. با استفاده از نمودار متقاطع نسبت دي بنزوتيوفن به فنانترين در مقابل نسبت پريستان به فيتان نمونه نفت ميدانهاي نرگسي، پازنان، گچساران، رگ سفيد، مارون، گلخاري، شادگان، آغاجاري، منصوري و اهواز داراي جنس سنگ منشاء كربناته- مارني و ميدان بي بي حكيمه داراي جنس كربناته- شيلي ميباشد؛ همچنين با استفاده از نمودار نسبت هوپان C29/C30 در مقابل نسبت هوپان C35/C34 نمونههاي نفت ميدانهاي نرگسي، شادگان، مارون، آغاجاري، گلخاري، اهواز و منصوري در اين نمودار داراي جنس سنگ منشاء كربناته- مارني و نمونه ميدانهاي بي بي حكيمه، پازنان، گچساران و رگ سفيد داراي جنس سنگ منشاء كربناته- شيلي ميباشد. با استفاده از شاخص اولئينان و ايزوتوپ كربن آسفالتن براي تعيين سن سنگ منشاء و همچنين تعيين ليتولوژي سنگ منشاء توسط نمودار نسبت دي بنزوتيوفن به فنانترين در مقابل نسبت پريستان به فيتان سازند كژدمي نزديكتر به سازند منشاء احتمالي نمونههاي نفت منطقه مورد مطالعه ميباشد. براي تعيين سازند منشاء نفت ميادين مورد مطالعه نيز از نمودار نسبت ديمتيل نفتالين به ايزوتوپ كربن آسفالتن استفاده شد. بر اساس اين نمودار سازند منشاء نفت ميادين مورد مطالعه، سازند كژدمي ميباشد؛ همچنين براساس اين نمودار مشخص شد كه نمونههاي نفت منطقه مورد مطالعه در يك گروه قرار دارند كه نشاندهنده اين است كه نمونههاي نفت، منشاء يكساني داشته و از يك خانواده نفتي ميباشند.
چكيده انگليسي
This study aims to determine the source rock, depositional environment, geological age, and thermal maturity of crude oils from the asmari reservoirs (Dezful Embayment) based on biomarker comparisons. To this end, eleven crude oil samples were collected from Asmari reservoirs.
Using available data from eleven oil fields Pazanan, Rag-e Sefid, Golkhari, Gachsaran, Bibi Hakimeh, Nargesi, Marun, Shadegan, Aghajari, Ahvaz, and Mansouri (Dezful Embayment)—geochemical analyses were conducted through gas chromatography (GC) and gas chromatography–mass spectrometry (GC-MS). Column chromatography revealed that, on average, the saturated and aromatic fractions constitute the highest proportions. Based on the Tissot and Welte diagram, samples from Nargesi, Ahvaz, Marun, and Aghajari fields were classified as paraffinic, while samples from Pazanan, Golkhari, Bibi Hakimeh, Gachsaran, Rag-e Sefid, Shadegan, and Mansouri were identified as paraffinic-naphthenic. The C29 ααα Sterane 20S/(20S+20R) versus C29 Sterane [ββ/(αα+ββ)] ratio, along with the C32 homohopane 22S/(22R+22S) ratio, indicated that the samples are within the oil generation window or at its peak. Additionally, the C29 ααα Sterane 20S/(20S+20R) versus Ts/(Ts+Tm) ratio, CPI index, and methyl dibenzothiophene (MDR) values demonstrated high maturity levels. Elevated Ts/(Ts+Tm), MDR, and TAS values particularly highlighted the higher maturity of the Nargesi oil sample. Using the ternary diagram of regular steranes C27, C28, and C29, the Pr/nC17 versus Ph/nC18 plot, the gammacerane index versus Pr/Ph ratio, TAR index, and oleanane content, the depositional environment of the source rock was determined to be marine, with Type II kerogen as the organic matter across all studied fields. To determine the geological age of the source rock, the C28 sterane abundance versus C28/C29 sterane ratio diagram was employed, revealing that most samples originated from the Lower Cretaceous. The oleanane index also supported this finding, indicating that the source rock predates the Upper Cretaceous. Carbon isotope analysis of asphaltenes further confirmed a Cretaceous age. Cross plots of dibenzothiophene/phenanthrene versus Pr/Ph ratios showed that oils from Nargesi, Pazanan, Gachsaran, Rag-e Sefid, Marun, Golkhari, Shadegan, Aghajari, Mansouri, and Ahvaz fields are derived from carbonate–marly source rocks, while Bibi Hakimeh oil is associated with carbonate–shaly source rocks. Similarly, the C29/C30 hopane versus C35/C34 hopane plot indicated carbonate–marly origins for oils from Nargesi, Shadegan, Marun, Aghajari, Golkhari, Ahvaz, and Mansouri, and carbonate–shaly origins for Bibi Hakimeh, Pazanan, Gachsaran, and Rag-e Sefid. Using the oleanane index and carbon isotope analysis of asphaltenes to determine source rock age, and the dibenzothiophene/phenanthrene versus Pr/Ph ratio to identify lithology, the Kazhdumi Formation was found to be the most likely source rock for the studied oil samples. The dimethylnaphthalene to carbon isotope ratio of asphaltenes further confirmed the Kazhdumi Formation as the source. This diagram also showed that the oil samples belong to a single group, indicating a common origin and classification within the same oil family.
استاد راهنما
مريم خسروي , مرتضي طبايي
استاد مشاور
محمدعلي صالحي , بيوك قرباني
استاد داور
حمزه صادقي سرخني , اميرعباس جهانگرد