مطالعه نفت مخزن بنگستان میدان نفتی مارون با استفاده از روش کروماتوگرافی

چکیده :
 
کروماتوگرافی روشی است که در سال‌های اخیر جهت ارزیابی سیستم‌های نفتی بسیار مورد نظر قرار گرفته است. مخازن بنگستان پس از آسماری بیشترین میزان نفت موجود در فروافتادگی دزفول را  در‌بر می‌گیرند. به همین منظور نفت مخزن بنگستان میدان نفتی مارون ‌که یکی از میادین عظیم موجود در دنیا می‌باشد و برای اولین بار مورد مطالعه قرار گرفت. آنالیزهای مقدماتی ژئوشیمیایی شامل آسفالتن‌گیری و کروماتوگرافی ستونی بر روی نمونه‌های نفتی انجام و درصد برش‌های هیدروکربنی در آنها مشخص گردید. نتایج در این مرحله نشان داد که نفت این مخزن از نوع پارافینی – پارافینی نفتنی می‌باشد. سپس با استفاده از تکنیک کروماتوگرافی گازی (GC)، نمونه‌ها مورد آنالیز قرار گرفته و ایزوپرنوئیدهای پریستان و فیتان در کروماتوگرام‌ها شناسایی گردیدند. نتایج نشان دهنده این مطلب بود که نمونه‌های نفتی مورد مطالعه در یک محیط احیائی دریایی و از کروژن نوع II مشتق شده است. این نفت دارای بلوغ حرارتی بالائی بوده و تحت تاثیر فرآیندهای تخریب بیولوژیکی و فرایند‌های آبشویی قرار نگرفته‌ است. به طور کل مشخص گردید نفت‌های مخزن بنگستان میدان نفتی مارون از نوع پارافینی با بلوغ بالا بوده که از سنگ منشاء دریایی و تحت شرایط احیایی مشتق گردیده‌اند.

محمد مهدی فجرک1، بهرام علیزاده2، هرمز قلاوند3
1. دانشجوی کارشناسی ارشد زمین‌شناسی نفت دانشگاه شهید چمران اهواز (Mahdi_fajrak@yahoo.com)
2. عضو هیات علمی دانشگاه شهید چمران اهواز (Alizadeh@scu.ac.ir)
رییس اداره زمین‌شناسی بنیانی شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب Ghalavand.h@nisoc.com))
مقدمه :
 
پس از سازند آسماری بیشترین میزان نفت موجود در فروافتادگی دزفول در گروه بنگستان قرار دارد. بنابراین مطالعه ژئوشیمیایی بر روی نفت این مخزن و اجزاء تشکیل ‌دهنده آنها، اطلاعات مفیدی از محیط رسوبگذاری، نوع و درجه بلوغ مواد آلی ما ارائه می‌نماید.امروزه ژئوشیمی در بهبود اکتشافات موفق عمل نموده و کاربرد آن در مدیریت مخازن و توسعه آنها نیز در سال‌های اخیر مورد توجه قرار گرفته است (Miller, 1995). این علم می­تواند در شناسایی منابع باقی مانده نفت و گاز که یافتن آنها مشکل­تر می­نماید منشاء اثر باشد. کارآیی پیش بینی اولیه وجود نفت بر پایه علم ژئوفیزیک و داده های مخزنی با استفاده از علم ژئوشیمی دو برابر می شود (Murris, 1984). بنابراین به منظور بررسی خصوصیات ژئوشیمیایی، نفت مخزن بنگستان میدان نفتی مارون در جنوب غربی ایران ‌مورد مطالعه قرار گرفت. در این مطالعه از نه چاه مختلف نمونه‌های نفتی برداشت و مورد بررسی قرار گرفت.
بحث :
زمین‌شناسی منطقه و موقعیت میدان:
میدان نفتی مارون یکی از بزرگترین میدان‌های نفتی حوضه زاگرس است که در جنوب شرقی شهر اهواز در مجاورت میدان‌های نفتی آغاجاری، اهواز و کوپال قرار گرفته است. این میدان با روند شمال غربی- جنوب شرقی در قسمت غربی تا مرکزی و روند شمال شرقی‌ جنوب غربی در قسمت انتـهای شـرقی امتـداد یافته و دارای 65 کیلومتر طـول و بطـور متـوسط 7 کیلومتر عرض می‌باشد (شکل 1). تاکنون320حلقهچاهدراینمیدان حفاریگردیدهاست. درسال1334بااستفادهازروشلرزهنگاریوحفراولینچاهدرمخـزنآسماریاکتشافگردید.درسال1347باحفرچاه شماره21،مخزنبنگستانودرسال1357باحفرچاهشماره123،مخزنخامیآنکشفشد. مخزنآسماریاینمیدانشاملتوالی‌هایکربنات،ماسهوشـیـلبـودهدرحـالیـکهلیتولوژیمخازن بنگستانوخامی،کربناتوشـیـلمی­باشد (شایسته، 1381).
مجموعه سازندهای کژدمی، سروک، سورگاه و ایلام گروه بنگستان نامیده می‌شود. امروزه کوشش میشود تا سازند کژدمی از این گروه حذف شود. سازند سورگاه هم حضوری همیشگی ندارد. در این صورت گروه بنگستان شامل دو سازند سروک (در زیر) و سازند ایلام (در بالا) خواهد بود. در چنین حالتی ترجیح داده میشود به جای گروه بنگستان از «سازند بنگستان» متشکل از دو سـازند سروک و ایـلام استفاده شـود (مطیعی، 1372). سازنـد بنگستـان در نتیجه ناپیوستگی پس از سنومانین و تورونین قابل تقسیم به بنگستان پایینی (بخش سنومانین سروک)، بنگستان میانی (بخش تورونین سروک) و بنگستان بالایی (سازند ایلام) است (آقانباتی، 1383).
شکل 1) موقعیت میدان نفتی مارون
 
روش کار:
کروماتوگرافی گازی از تکنیک‌هایی است که در ژئوشیمی آلی برای تعیین ویژگی نفت‌ها استفاده می‌شود. این روش به طور کلی به منظور شناسایی پراکندگی هیدروکربن‌ها و نحوه حضور ترکیبات مختلف از جمله آلکان‌های نرمال، ایزوپرنوئیدهایی مانند پریستان و فیتان و برخی از دیگر از بیومارکرها می‌باشد. از داده‌های بدست آمده از این روش، می‌توان نوع رخساره آلی، نوع کروژن، نوع محیط رسوبگذاری، بلوغ حرارتی و تأثیر پدیده‌های تجزیه زیستی و آبشویی را بر روی نمونه‌ها مورد مطالعه قرار داد. برای این منظور ابتدا آسفالتن نمونه‌ها توسط روش استاندارد آسفالتن‌گیری از طریق اضافه نمودن نرمال هگزان از نفت خام تفکیک گردید (باقری و علیزاده، 1386).
در مرحله بعد، از مالتن بدست آمده، توسط روش کروماتوگرافی ستونی اجزاء اشباع جدا گردید، در ابتدا برای جداسازی برش­های مزبور آلومینا (اکسید آلومینیوم) و ســیلیکاژل فـــعال شده تهیه می­گردد. سپس به منظور جلوگیری از خروج سیلیکاژل از ستون در حین عمل تفریق اجزاء در انتهای ستون کروماتوگرافی مایع، یک پلاکت قرار داده می‌شود (Bordenave, 1993). سپس به میزان 50-50 از سیلیکا و پودر آلومینا تهیه گردیده و در داخل ستون ریخته می‌شود. پس از انجام این عمل، اجازه داده می­شود تا مقداری هگزان به وسیله عمل لرزش در داخل ستون حرکت نموده و آنرا قبل از تزریق نمونه تمیز نماید. پس از مرحله آماده‌سازی ستون کروماتوگرافی، مالتن برای جدایش سه جزء اشباع (Saturate)، آروماتیک (Aromatic) و رزین (Resin) آماده می­باشد و مقداری از مالتن را با پودر آلومینا مخلوط کرده یک ترکیب خمیری شکل بدست می‌آید. مقداری از این ترکیب در بالای ستون برای تفکیک برش‌های مختلف قرار داده می‌شود. به منظور جدایش برش‌های نفتی (آلکان‌ها، آروماتیک‌ها و رزین‌ها) از حلال‌هایی با قدرت متفاوت به شرح ذیل استفاده شد.
v       تفکیک آلکان­های نرمال
جهت تفکیک آلکان­های نرمال ابتدا از نرمال ­هگزان استفاده شد. به دلیل اینکه نرمال هگزان جزو حلال‌های ضعیف می­باشد پارافین را در خود حل نموده و روی آروماتیک­ها و رزین­ها تاثیری ندارد. به منظور حصول اطمینان از شسته شدن و تفکیک پارافین­ها می­توان از اشعه ماوراء بنفش (U.V.) استفاده نمود.
v       تفکیک آروماتیک­ها
به منظور تفکیک اجزاء آروماتیکی از حلال بنزن استفاده ‌گردید. پس از اضافه نمودن این ترکیب به بالای ستون قسمت بالای ستون توسط یک فویل آلومینیومی پوشانده می‌شود. این محلول اجزاء آروماتیکی را در خود حل نموده و آنرا به سمت پائین ستون به منتقل می­نماید.
v       تفکیک رزین­ها
جهت تفکیک اجزاء رزینی، حلال متانول (methanol) مورد استفاده قرار گرفت. بدین ترتیب همانند مراحل قبلی این ترکیب به بالای ستون اضافه شده و پس از گذشت زمان رزین که دارای رنگی تیره می­باشد در قسمت پائین ستون تجمع حاصل می­نماید سپس این اجزاء اشباع توسط دستگاه کروماتگرافی گازی مدل 2010Vinci با ستون 25 متری و قطر داخلی ستون 22/0 میلی‌متر مورد آنالیز GC قرار گرفتند. کلیه مراحل آماده‌سازی و آنالیز نمونه‌ها در آزمایشگاه نفت دانشگاه شهید چمران اهواز انجام گرفت.
نتایج مرحله آسفالتن‌گیری و کروماتوگرافی ستونی که به دستیابی برش هیدروکربن‌های اشباع و استخراج بیو مارکر‌های ارزشمند منتهی می‌شود در شکل 2 نشان داده شده‌اند.
در نمونه‌های نفتی مذکور اجزاء اشباع بیشترین برش هیدروکربوری را به خود اختصاص داده و پس از آن هیدروکربورهای آروماتیک و رزین‌ها قرار گرفته‌اند. با توجه به این مسئله و با ترسیم نمودار مثلثی تیسوت و ولته (Tissot and Welte, 1984) نفت‌های مخزن بنگستان میدان نفتی مارون در محدوده نفت‌های پارافینی و پارافینی نفتنی قرار می‌گیرند (شکل 3).
همچنین این نفت‌ها میزان بلوغ بالایی را نیز نشان می‌دهند.
آنالیز کروماتوگرافی‌گازی برروی 9 نمونه نفتی تهیه شده از چاه‌های تولیدی مخزن بنگستان در میدان مارون انجام گرفت. نتایج کروماتوگرافی گازی برروی برش هیدروکربنی اشباع، نه نمونه نفتی مورد ارزیابی در جدول 1 نشان داده شده است. همچنین شکل 4 کروماتوگرام‌های گازی مربوط به این نه نمونه نفتی را نشان می‌دهد. در ادامه کاربرد‌ داده‌های بدست ‌آمده از آنالیز GC را برای مطالعات سنگ منشاء و بلوغ نفت‌ها مورد بررسی قرار خواهد گرفت.
جدول 2) داده‌های حاصل از آنالیز GC بر روی برش اشباع نمونه‌های نفتی مخزن بنگستان میدان مارون
شماره چاه
Pr/Ph
Pr/nC17
Ph/nC18
Pr/(Pr+Ph)
CPI
TARs
62
85/0
47/0
58/0
46/0
94/0
1/0
237
98/0
49/0
57/0
49/0
91/0
18/0
225
8/0
48/0
64/0
44/0
1
17/0
21
85/0
49/0
61/0
46/0
97/0
12/0
306
8/0
52/0
66/0
44/0
96/0
15/0
43
78/0
44/0
61/0
43/0
1
14/0
123
84/0
51/0
63/0
45/0
97/0
13/0
218
76/0
43/0
63/0
43/0
1
13/0
204
77/0
43/0
62/0
43/0
98/0
1/0
نفت مخزن بنگستان مارون
1- شاخص ارجحیت فرد کربنی(CPI):بر اساس مقادیر بدست آمده از آنالیز GC انجام شده نسبت  CPI‌برای نمونه‌های نفتی مورد مطالعه مورد محاسبه قرار گرفت (جدول 1) که بر این اساس نمونه‌های نفتی مخزن بنگستان با دارا بودن  CPI‌در حدود 1 (حداقل 91/0 و حداکثر 01/1) نشان دهنده بلوغ نسبتا بالای این نمونه‌ها می‌باشد. در سنگ‌های منشا با بلوغ حرارتی بالا هیدروکربن‌های تولید شده دارای مقادیر CPI بین 9/0 تا 3/1می‌باشند به همین لحاظ این پارامتر می‌تواند جهت ارزیابی بلوغ سنگ‌های منشاء نیز بکار رود (Hunt, 1996). همچنین این مقدار می‌تواند نشان دهنده سنگ منشاء دریایی برای نفت‌های مخزن بنگستان باشد.
 
2- نسبت پریستان به فیتان (Pr/Ph):نسبت پریستان به فیتان (Pr/Ph) محاسبه شده برای نفت‌های مورد مطالعه نشان داد که این نسبت در تمامی نمونه‌ها کمتر از یک (حداقل 77/0 و حداکثر 98/0) می‌باشد (جدول 1). ایـن امـر مـی‌تـوانـد نشـان دهنـده رسـوب سنـگ منـشاء نفت‌هـای بنـگستـان در یـک محیـط احیایی باشد. البته این نتیجه باید با پارامترهای دیگر نیز مقایسه شود .(Powell and McKirdy, 1973)همچنین مقادیر نسبت پریستان به فیتان کمتر از 2 می‌تواند نشان‌دهنده تشکیل نفت‌های مخزن بنگستان از سنگ منشائی کربناته احیایی دریایی غنی از ماده آلی باشد. سازند کژدمی را می‌تواند در این میدان به عنوان سنگ منشاء معرفی نمود زیرا دارای پتانسیل هیدروکربن‌زایی بسیار خوبی می‌باشد (فجرک و همکاران، 1386).
 
3-نسبت مواد ‏قاره­ای به دریایی (Terrigenous/Aquatic ratios, TARs): بر اساس مقادیر محاسبه شده برای نسبت مواد آلی قاره‌ای به دریایی این مقدار در نمونه‌های مخزن بنگستان دارای مقدار کمی (در حدود 15/0) می‌باشد (جدول 1). این امر نشان دهنده تاثیر بیشتر مواد آلی دریایی نسبت به قاره‌ای در سنگ منشاء نفت‌های این مخزن می‌باشد.
4- نمودار نسبت‌های Pristane/nC17و Phytane/nC18: با استفاده از نمودار نسبت‌های Pr/nC17و  Ph/nC18 می‌توان محیط رسوبگذاری سنگ منشاء نفت، میزان بلوغ حرارتی و فرایند‌های ثانویه تاثیر‌گذار بر نفت‌های مخزن را تعیین نمود. بر این اساس داده‌های نمونه‌های نفت بنگستان بر روی این نمودار پلات شده و مشخص گردید که این نفت‌ها دارای بلوغ حرارتی بالا می‌باشد. سنگ منشاء این نفت‌ها نیز در یک محیط دریایی با شرایط احیایی رسوب نموده است. همچنین مشخص گردید که تمامی نفت‌های مخزن بنگستان از نظر فرایند‌های تجزیه‌ای همانند تجزیه‌زیستی در امان مانده‌اند که این امر را می‌توان مرتبط به عمق زیاد این مخزن دانست (شکل 5).
- دیاگرام ستاره‌ای (Star diagram): جهت اطمینان از یکسان بودن منشاء نفت‌ها در مخزن از نمودار ستاره‌ای استفاده گردید (Kaufman et al., 1990). ایـن نمـودار نسبـت آلکـان‌هـای نـرمال بـا همـپوشـانـی بسیـار مـشابـه با یـکدیگر بـرای نفت‌هـای مخـزن بنگستان را نشان داد (شکل 6). کــه ایــن امــر بـه نـوبـه خـود مـی‌تـوانـد معـرف سنـگ منشاء واحدی برای نفت‌های مخزن بنگستان باشد (Alizadeh et al., 2007).
نتیجه گیری :
 
ژئوشیمی آلی یکی از روش‌های بسیار مناسب به منظور ارزیابی محیط رسوبگذاری، نوع و درجه بلوغ مواد آلی و به طور کل مطالعه یک سیستم نفتی می‌باشد. به همین منظور نفت مخزن بنگستان میدان نفتی مارون در جنوب غربی ایران ‌که یکی از میادین عظیم موجود می‌باشد مورد مطالعه قرار گرفت. در این مطالعه از نه چاه مختلف نمونه‌های نفتی برداشت و مورد مطالعات ژئوشیمیایی قرار گرفتند. در این مطالعه با استفاده از نمودار مثلثی تیسوت و ولته نوع نفت‌های مخزن بنگستان از نوع پارافینی- پارافینی نفتنی تشخیص داده شد. میزان بلوغ این نفت‌ها با دارا بودن  CPI‌در حدود 1 بالا بوده و نفت‌ها از هرگونه فرایند‌ ثانویه از جمله آبشویی و تجزیه زیستی در امان بوده‌اند. با استفاده از مطالعه حاضر مشخص گردید که سنگ منشاء تشکیل دهنده نفت‌های بنگستان یکسان بوده و محیط رسوبی این سنگ دارای شرایط احیایی دریایی بوده است. کروژن تشکیل دهنده این نفت‌ها از نوع II تشخیص داده شد. بر اساس مقادیر نسبت مواد آلی قاره‌ای به دریایی این مقدار در نمونه‌های مخزن بنگستان کم بوده که این امر نشان دهنده تاثیر بیشتر مواد آلی دریایی نسبت به قاره‌ای در سنگ منشاء نفت‌های این مخزن می‌باشد. در کل با استفاده از این مطالعه مشخص گردید نفت‌های مخزن بنگستان میدان نفتی مارون از نوع پارافینی با بلوغ بالا هستند که از سنگ منشاء دریایی و تحت شرایط احیایی شدید مشتق گردیده‌اند. همچنین نفت این مخزن از هرگونه فرایند ْآلتراسیونی در امان بوده است.
منابع فارسی :
 
1. آقانباتی، ع.، 1383. زمین شناسی ایران، انتشارات سازمان زمین­شناسی و اکتشافات معدنی کشور، 586 صفحه.
 
2. باقری، س؛ علیزاده، ب.، 1386. ارزیابی بلوغ نفت‌های خام مخزن آسماری در میدان نفتی لالی- جنوب غرب ایران، یازدهمین همایش انجمن زمین‌شناسی ایران.
 
3. شایسته، م.، 1381. بررسی علل آلودگی نفت آسماری بوسیله هیدروژن سولفوره در بخشی از میدان مارون، گزارش شماره پ-5207، اداره کل زمین­شناسی گسترشی، شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب، 52 صفحه.
 
4. فجرک، م. م؛ علیزاده، ب؛ حسینی، ح؛ تژه، ف.، 1386. مقایسه ژئوشیمیایی سازند‌های کژدمی و پابده در میدان نفتی مارون با استفاده از نمودار S2 vs. TOC. یازدهمین همایش انجمن زمین‌شناسی ایران.
 
5. مطیعی، ه.، 1374. زمین شناسی ایران-زمین شناسی نفت زاگرس.، سازمان زمین شناس

کلید واژه ها: مخزنبنگستان کروماتوگرافی میداننفتیمارون زمین شناسی نفت خوزستان