بررسی ژئوشیمیایی هیدروکربنها و ارزیابی سنگ مادر در جنوب غربی دریای خزر(نواحی جمهوری آذربایجان)

دسته زمین شناسی نفت
گروه سازمان زمین شناسی و اکتشافات معدنی کشور
مکان برگزاری بیست و نهمین گردهمایی علوم زمین
نویسنده حمید نبوی
تاريخ برگزاری ۰۱ اسفند ۱۳۸۵

 
 
مقدمه :
 
  فرو رفتگی جنوب خزر بر روی کمربند قفقاز بزرگ –کپه داغ بخشی از کمر بند چین خورده آلپین –هیمالین ،قرار گرفته است .این ناحیه بر روی پوسته نازک شده قاره ای وپوسته اقیانوسی ژوراسیک تحتانی که به وسیله جدا شدن پشت قوسی پس از بهم پیوستن بلوکهای ایران و توران تشکیل شده ،قرار دارد.از ژوراسیک میانی به نئوژن، خزر جنوبی یک فرورفتگی برروی شلف جنوبی اوراسیا بوده که حادثه محدود شدن دریا منجر به ته نشست شدن شیلهای سیاه غنی از مواد آلی دیاتومه دارد و آهکی(کوما (Kuma  )ائوسن میانی ،مایکوپ( Maykop) الیگوسن فوقانی – میوسن تحتانی ودیاتوم میوسن میانی –فوقانی )شده است .تصادم بلوکهای عربی با Tuarides و Pontide – ایران منجر به شروع بسته شدن اقیانوس قفقاز در میوسن شده است .در این ناحیه یک سری از هورست و گرابنها در پاسخ به کشیدگی بسیاری از روندهای ساختاری قدیمی ، توسعه یافتند .
      در میوسن پسین –پلیوسن،این تصادم با بالا آمدگی ناحیه مناطق تصادف کرده و سوبسیدانسپوسته اقیانوسی جنوب خزر و پر شدگی بالاتر از ده کیلومتر از سنگهای آواری دلتایی و دریاچه ای در حوضه ،همراه بوده است .این رویداد به توسعه رخساره مخزن کلیدی ،افزایش تدفین برای زیاد شدن مچوریتی، شکل گیری تعدادی از شیلهای دیاپیری و تجدید ساختمان سازی نفتگیرها، بعلاوه ایجاد ساختمانهای جدید، منجر شده است[۱].در مطالعات ارزیابى ژئوشیمیایى سنگ مادرو هیدروکربنها در این ناحیه از روشهاى زیر استفاده شده است:
۱- روش پیرولیزاول(Rock-Eval)با استفاده از متد پیرولیز راک اول مى توان توانایى هیدروکربورزایى سنگ مادر را با اندازه گیرى پارامترهاى مربوط مشخص نمود.
۲- روش گاز کروماتوگرافى (GC):روش گاز کروماتوگرافى،روش بسیار پر کاربردى براى مطالعه و کور لیشن نمونه هاى نفتى و مواد آلى است. گاز کروماتوگرامهابه نوع ماده آلى و فرایندهاى ثانویه مانند بلوغ حرارتى و تخریب میکروبى حساسیت نشان مى دهند.
۳- روش گاز کروماتوگرافى طیف سنجى (GCMS)
۴- روش ایزوتوپ هاى پایدار کربن
 
 
◊◊◊◊
 
بحث :
 
    مطالعات انجام شده نشان می دهد،خصوصیات همه نمونه ها بجز نمونه نفتی متعلق به  ساحل و دور از ساحل فرو رفتگی حوضه جنوب غرب خزر, بدست آمده و این نمونه به یک گروه نفتی مستقلی تعلق دارد.همچنین نفت چاه شماره ۵۵۱# سنگچال ــ دنیز از یک رخساره آلی متفاوت ، منشأ گرفته است. (شکل-۱) [۱].
    به عقیده آلن وکرینی،۱۹۹۱،این گروه نفتی از خانواده نفتی متفاوت بوده و نفتهای تولید شده این گروه , از یک سنگ منشأ که ازلحاظ چینه شناسی مستقل بوده، منشأ گرفته است.این گروه نفتی بوسیله، سولفور پایین،گراویتی (API )متوسط به سمت پایین, فراوانی متیل سیکلوهگزان( MCH ) و تولوئن که با فقدان مواد فرار در ارتباط بوده،نسبتهای فیتان/پریستان ۶/۱ ـ ۴/۱ , نسبت ۱۷nC/پریستان ۳۵/۴ ــ ۰/۱ و اشباع نسبی بالا نسبتهای آروماتیک ( حدود تغییرات بین ۵/۲ـ۵/۱) , مشخص شده است.
    بیو مارکرهای این هیدروکربنها بوسیله,خصوصیاتی همچون نسبتهای پایین استران/هوپان،فراوانی بیشتر استرانهای ۲۷C از استرانهای ۲۹C ,نسبتهای پایین( S۲۰R+۲۰)/S۲۰ ۲۹C%, نسبتهای پایین تری سیکلیک به پنتاسیکلیک،مقدار هوپان ۲۹C بسیار پایین تر از ۳۰C،حضور پیکهای مورتان،نسبتهای هوموهوپان ۳۴C/۳۵C پایینتر از ۰/۱،تترا سیکلیک ۲۴ C بسیار پایینتر از تری سایکلیک ۲۶C , حضور اولی انان(در غلظتهای نسبتا کم)،و نسبتهای TS/TM کمتر از یک،مشخص می شوند(شکل-۱). [۱]
    هر چند که این گروه نفتی مستقل خصوصیات ملکولی خیلی مشابهی دارد،ولی تفاوتهایی در ترکیبات ایزوتوپی فراکشن آروماتیک و اشباع آن وجود دارد . نفتهای ذخیره شده در سنگهای پلیوسن و جوانتر بصورت ایزو توپی به مقدار (۴-۱) Permil (کمتر از زیر صفر) سنگینتر از نفتهای ذخیره شده در سنگهای میوسن و پیرتر ,هستند.این مورد نخستین بار توسط گولیف و فیض الله یف،اشاره شد [۳] .
    یکى از دلایل این مورد اینست که از زمان قدیم به  سمت عهد حاضرموجودات اکئو هوموس(پوسته سیلیسى)تشکیل دهنده بیشتر می شوندو نفتهاى عهد حاضر بصورت ایزوتوپى نفتهاى سنگینترى هستنددر حالی که با افزایش سن موجودات تشکیل دهنده نفت غالبا دارای پوسته کربناته هستند.
 
 
 
با توجه به داده های شکل- ۱میتوان به نتایجی در مورد محیط ته نشست ، نوع سنگ مادر ومیزان مچوریتی دست یافت(جدول ۱).
نتایج
میزان
خصوصیات
سنگ مادر شیلی و محیط دریایی
پایین
سولفور
سنگ مادر شیلی و محیط دریایی واکسیدان
۱/۴-۱/۶
Pr/Ph
محیط اکسیدان
۱/۰-۴/۳۵
Pr/nC۱۷
مچوریتی پایین
پایین
استران منظم/دیا استران
سنگ مادر شیلی و محیط دریایی
پایین
استران/هوپان
محیط دریایی(پلانکتون دریایی)
بالا
استرانC۲۷/C۲۹
مچوریتی پایین
پایین
C۲۹ ۲۰S/(۲۰S+۲۰R)
سنگ مادر شیلی
پایین
هوپانC۲۹/C۳۰
محیط دریایی
پایین
حضور اولی انان
مچوریتی پایین
کمتراز۱
Ts/Tm
سنگ مادر شیلی
کمتراز۱
C۳۵/C۳۴
سنگ مادر شیلی
پایین
C۳۴Tetra/C۲۶Tricyclic
محیط دریایی
 
نوع آرایشC۲۷,C۲۸,C۲۹
جدول-۱:نتایج بدست آمده از روی دیاگرامهای شکل(۱)
گولیف و فیض الله یف ,معتقد بودند که تغییر مکان ایزوتوپی ,نقش متفاوت سنگهای منشأ با سن مختلف از رخساره آلی مشابه را منعکس می کند؛ یعنی سنگ منشا های پلیوسن میانی – پایینی در مقابل میوسن – الیگوسن .[۳]
هر چند که تغییر مکان ایزوتوپی , کاملا منعکس کننده نقش سنگهای منشأ با سن مختلف از رخساره آلی مشابه است , ولی مطالعات حاکی از آن است که سنگهای منشا کلیدی در میوسن – الیگوسن و احتمالا جوانتر از میوسن بالایی – میانی , قرار گرفته اند.آلتراسیون های ثانویه، تنوعهایی در رخساره موادآلی و تفاوتهایی در سطح مچوریتی مواد ارگانیک نیز می توانندعلت تغییر مکان ایزوتوپی باشد.[۱]مطالعات نشان می دهد که این نفتها از رخساره آواری احیایى و دریایی,آهکی کم عمق ترشیاری,منشأ گرفته است.بیشتر این نفتهای نشان داده شده, قبل از حداکثر میزان زایش تولید شده اند و بوسیله ۹۵/۰ VRE برای تیپ II سنگهای منشا دریایی,برآورده شده اند(تیسوت و ولته , ۱۹۸۴ ) که بر اساس گراویتی API, ترکیب هیدرو کربن نسبت ۱۷nC/ پریستان در مقابل نسبت ۱۸nC/ فیتان , ایزومریزاسیون استران (R۲۰+S۲۰)/S۲۰ ۲۹C % ,نسبت TM/TS , مقادیر نسبی مورتان و شاخص میتل فنانترن پایه ریزی شده است . مقادیر ایزومریزاسیون استران بصورت استثنایی برای بیشتر نمونه های آنالیز شده,پایین می باشد(شکل-۲) .[۱]
برطبق نتایج بدست آمده از طریق آزمایش گاز کروماتوگرافى ،خصوصیات نفت چاه سنگچال- دنیز با سایر نمونه هاى نفتى متفاوت مى باشد. از طرفى تنها در این مخزن میزان پریستان از فیتان کمتر بوده که نشانگر محیط ته نشست احیایى مى باشد.از این خصوصیات مى توان نتیجه گرفت که سنگ منشا تولید کننده نفت در این مکان با سایر مناطق متفاوت است.
 
 
 
 
این گروه نفتی مستقل در مخازن پیرتر میوسن و جوانتر پلیوسن بالایی در فرو رفتگی جنوب غربی خزر یافت شده است .
نفت غیر عادی از یک مخزن آواری میوسن در چاه ۵۵۱# سنگچال- دنیز آزمایش شده. نفت چاه ۵۵۱# سنگچال - دنیز بوسیله خصوصیات , نسبتهای فیتان/ پریستان کمتر از یک , سولفور بالا , آلکانهای نرمال +۲۵C افزایش یافته (Waxy) , فراکشن هیدروکربن اشباع پایین و فقدان مواد فرار (کم پیدا بودن , ۱۳CC) مشخص شده است (شکل۴).این نفت از یک رخساره منشأ دریایی خیلی محدود شده حاوی مواد آواری منشأ گرفته است . نفت چاه ۵۵۱# سنگچال – دنیز قبل از حداکثر میزان زایش تولیدشده (۹۵/۰ VREبرای سنگهای منشأ تیپ II دریایی برآورده شده) که نتایج حاصله بر اساس خصوصیات ترکیب هیدرو کربن,نسبت۱۷nC/پریستان در مقابل نسبت۱۸nC/فیتان,ایزومریزاسیون استران (R۲۰+S۲۰)/ S۲۰ ۲۹C% , نسبتTM/TS , مقادیر نسبی مورتان و شاخص میتل فنانترن , بدست آمده است)].[۱
 
   با توجه به داده های شکل(۲)میتوان به نتایجی در مورد محیط ته نشست،نوع سنگ مادر ومیزان مچوریتی دست یافت(جدول۲).
 
خصوصیات
میزان
نتایج
Pr/Ph
کمتراز ۱
محیط احیایی ومنشا دریایی
سولفور
بالا
سنگ مادر کربناته
C+۲۵الکان نرمال
بالا
نفت سنگین
C۱-C۱۳
کم
تخریب آلکانهای سبک
Pr/nC۱۷
کمتراز۱
مچوریتی بالا
Ph/Nc۱۸
کمتراز۱
مچوریتی بالا
Ts/Tm
۰.۲۵
سنگ مادر کربناته
VRE
۰.۹۵
نفت بالغ و مچوریتی بالا
نوع آرایش استرانهای C۲۷,C۲۸,C۲۹
 
محیط کربناته و بسیارشور
حضور گاماسران
نسبی
محیط بسیارشور
جدول-۲: نتایج حاصل از روی دیاگرامهای شکل(۴)
آلتراسیون ثانویه
 تخریب میکروبی و آلتراسیون نفت بوسیله میکرو ارگانیسم ها (باکتریها به صورت اصلی)معمولادر ارتباط با وقایع جوی از جمله آبهای غنی از سدیم –سولفات در دمای زیر۸۰ تا C °۹۰  می باشد . تخریب میکروبی بوسیله مواردی شامل اثرات کمبود پارافین های نرمال و وسعت یک تحدب حل نشدگی بزرگ برروی دیاگرام گاز کروماتوگرافی نفت،شناخته  می شود.این فرآیند سبب سنگین شدن نفت مخزن می گردد و از طرفى پدیده آبشویی فقط در محل تماس آب و نفت موثراست ونفت سنگین تخریب شده بطور محلی در تماس آب و نفت تشکیل می گردد،در حالیکه نفت بخش فوقانی ممکن است بدون تغییرباقی بماند(آسفالتن گیرى طبیعى)، تشکیل لایه های قیری در میادین نفتی از جمله خاورمیانه بدین نحو صورت گرفته است[۵].
از جمله میادینی که اثرات تخریب میکروبی را نشان می دهند(از بین رفتن کلی پارافینهای نرمال )  می توان  به کالماس ,داشگیل ,دووانی ,یومباکی و ادزیولی اشاره نمود . نمونه های نفتی با از بین رفتن جزیی پارافینهای نرمال سبک همراه است و از این رو بیشتر تمرکزها از سوی متیل سیکلوهگزان(MCH) و تولوئن که اغلب نتیجه تخریب میکروبی قدیمی میباشد, صورت گرفته است (شکل-۳). الکساندر ,۱۹۸۳معتقد است که به طور نسبی تحدب زیاد مواد نفتنیک / حل نا پذیر , فقدان زیاد مولکولهای درشت آلکانها و تخریب شدن ایزوپرنوئیدها,یک سطح بالایی از تخریب میکروبی را نشان  می دهد[۱].
 تخریب میکروبی بترتیب ابتدا در آلکانهای نرمال وسپس در ایزوپرنوئیدها ، استرانها، هوپانها ،دیا استرانها،وسرانجام در آروماتیکها صورت می گیرد .  
 
ارزیابی ژئوشیمیایی سنگهای منشأ بالقوه
نمونه های سنگی جمع آوری شده از بخش ساحل و دور از ساحل(نمونه های مغزه گیری) و رخنمونها، برای شناسایی حضور رخساره ها، منشأ کلیدی در فرو رفتگی جنوب غربی خزر بوده است. سن نمونه های سنگی رنجی از کرتاسه بالایی تا پلیوسن میانی می باشد.این نمونه های سنگی تمام رخسارهای منشأ احتمالی را به طور خیلی خوب نشان میدهند که,نسبت به بازیافت مغزه گیری بی حاصل و نفوذهای بی حاصل محدود شده در مقطع پلیوسن تحتانی، که به صورت بازدارنده برای گسترش نمونه گیری از بیشتر رخساره های پیرتر بوده, بازده خوبی داشته است [۱].در جدول(۳ )تقسیم بندی سنگ مادر بر مبنای TOCآمده است.
 
سنگهای کربناته
سنگهای شیلی
نوع سنگ مادر

◊◊◊◊
 
حمید نبوی، دانشجوی کارشناسی ارشد زمین شناسی نفت، دانشگاه آزاد اسلامی- واحد علوم و تحقیقات تهران(عضو باشگاه پژوهشگران جوان).  
رحمت هنربری کوهی، دانشجوی کارشناسی ارشد زمین شناسی نفت، دانشگاه آزاد اسلامی- واحد علوم و تحقیقات تهران.
 
 
◊◊◊◊
چکیده:  
 
     خصوصیات مولکولی نمونه های نفتی انتخاب شده در مطالعات فرورفتگی جنوب غربی دریای خزر در سمت آذربایجان حاکی از آن است که بیشتر نفتهای تولید شده از یک رخساره آلی مشابه منشا گرفته اند.در این میان فقط نفت چاه 551# سنگچال ــ دنیز از یک رخساره آلی متفاوت ، منشأ گرفته است.بیشتر نفتها دارای مچوریتی موادآلی مناسب (85/0-75/0 (VRE مطابق با حداکثر زایش نفت درپنجره نفتی ،می باشند.
   نتایج مطالعات گاز کروماتو گرافی در مناطق مختلف آزمایش شده نشانگر آن است که ،سنگ منشا از نوع شیلی ومحیط ته نشست دریایی و مچوریتی هیدروکربنهای تولید شده پایین است .البته به غیر از منطقه سنگچال _ دنیز که سنگ مادر آن کربناته ومحیط ته نشست احیایی و میزان مچوریتی هیدروکربن بالا است.طبق نتایج بدست آمده از روی دیاگرامهای توزیع استرانهای نرمال C27,C28,C29ودیاگرام Pr/nC17وPh/nC18 ،مشخص شده که بیشتر هیدروکربنها از سنگ منشا یی که دریک محیط دریایی باز ته نشست یافته ،تولید شده اند.
 
 
Abstract :
 
 Molecular characterizations of selected oil samples in Western South Caspian depression in Azerbaijan indicates most of the oils are sourced from similar organic facies.Only the oil from sangchal-deniz # well is sourced from a significantly different organic facies . Most of the oils have to moderate organic maturities(VRE 0/75–0/85) relative to conventional peak generation oil window.
  Results gas chromatograghy studis in experimented different regions indicat that the sourse rock of is shale and deposition environment marine and generated of hydrocarbons have low   maturity. Although to only the region of sangchal-deniz that is the source rock that of carbonate and deposition enviroment an oxid and generated of hydrocarbons have high maturity.In conformity with , results on distribution normal steranes C17,C18,C19 diagram and Ph/nC17,Ph/nC18 diagram specifed that more hydrocarbons of source rock that deposited in open marine.
 

کلید واژه ها: هیدروکربن آذربایجان دریایخزر سنگمنشاء سنگمادر کربنات زمین شناسی نفت سایر موارد