فهرست مطالب
فصل اول: مقدمه 1
فصل دوم: زمين شناسي منطقه کپه داغ 2
2-1-مقدمه 2
2-2-محل و موقعيت 2
2-3- ريخت شناسي منطقه 3
2-4- چينه شناسي منطقه 4
2-4-1- پركامبرين 4
2-4-1-1- شيستهاي گرگان 4
2-4-2- كامبرين- اردويسين 5
2-4-2-1- سازندلالون 5
2-4-2-2- سازند ميلا 5
2-4-2-3- سازند قلي 5
2-4-3- سيلورين 5
2-4-3-1- سازند نيور 5
2-4-4- دونين 5
2-4-4-1- سازند پادها 5
2-4-4-2- سازند خوش ييلاق 6
2-4-5- كربنيفر 6
2-4-5-1- سازند مبارك 6
2-4-6- پرمين 6
2-4-6-1- سازند دورود 6
2-4-6-2 سازند روته 6
2-4-6-3- سازند نسن 6
2-4-7- ترياس 6
2-4-7-1- سازند اليكا 6
2-4-7-2- سازند قره قيطان 7
2-4-7-3- گروه آق دربند 7
2-4-7-3-1- سازند سفيد كوه 7
2-4-7-3-2- سازند نظر كرده 7
2-4-7-3-3- سازند سينا 7
2-4-7-3-4- سازند شيلي ميانكوهي 7
2-4-8- ژوارسيك 8
2-4-8-1- سازند شمشك 8
2-4-8-2- سازند كشف رود 9
2-4-8-3- سازند بادامو 12
2-4-8-4- سازند باش كلاته 12
2-4-8-5- سازند خانه زو 12
2-4-8-6- سازند چمن بيد 12
2-4-8-7- سازند مزدوران 14
2-4-8-7-1- محل برش الگو 14
2-4-8-7-2- گسترش منطقه اي 17
2-4-9- كرتاسه 17
2-4-9-1- سازند شوريجه 17
2-4-9-1-1 محل برش الگو 17
2-4-9-1-2- گسترش منطقه اي 22
2-4-9-2 سازند زرد 23
2-4-9-3- سازند تيرگان 23
2-4-9-4- سازند سرچشمه 23
2-4-9-5- سازند سنگانه 23
2-4-9-6- سازند آيتامير 24
2-4-9-7 سازند آب دراز 24
2-4-9-8- سازند آب تلخ 24
2-4-9-9- سازند نيزار 24
2-4-9-10- سازند كلات 25
2-4-10- ترشير 25
2-4-10-1- سازند پسته ليق 25
2-4-10-2- سازند چهل كمان 26
2-4-10-3 سازند خانگيران 26
2-4-11- نهشته هاي نئوژن 26
2-4-12- پليوسن 26
2-4-12-1- کنگلومراي پليوسن 26
2-4-12-2- سازند آقچه گيل 26
2-5- زمين شناسي ساختماني منطقه 27
2-6-پتانسيل هيدروکربني منطقه 28
2-6-1- معرفي مخازن گازي كپه داغ 28
2-6-1-1- ميدان گازي خانگيران 28
2-6-1-2- لايه بندي مخزن مزدوران 29
2-6-1-3- فشار و دماي اوليه مخزن 30
2-6-2-ميدان گازي گنبدلي 30
2-6-2-1- لايه بندي مخزن شوريجه 30
2-6-2-2- فشار و دماي اوليه مخزن 30
فصل سوم: روشهاي مطالعه 31
3-1- مقدمه 31
3-2- دستگاه راک اول 31
3-2-1- ويژگي هاي پارامترهاي راك – اول 33
3-2-2- کل کربن آلي(TOC) 34
3-2-3- انديس اكسيژن (OI) 35
3-2-4- انديس توليد (PI) 35
3-2-5-انديس هيدروکربن زايي((GI 35
3-2-6-انديس مهاجرت(MI) 35
3-2-7-انديس نوع هيدروکربن (Hydrocarbon Ttype Index) 35
3-2-8- انديس هيدروژن (HI) 35
3-2-9-نمودار نسبتهاي HI/Tmax HI/OI وS1/TOC و S2/TOC 36
3-2-10-تفسير داده هاي راک اول 38
3-3- گاز کروماتو گرافي / طيف سنج جرمي 38
3-3-1-گاز کروماتوگرافي درGCMS 39
3-3-1-1-آناليز گرافهاي گاز کروماتوگرافي 41
3-3-2-طيف سنج جرمي در GCMS 42
3-4-بايوماركرها ( نشانه هاي زيستي) 44
3-4-1- مقدمه 44
3-4-1-1- بيوماركرها يا نشانه هاي زيستي 45
3-4-1-2- انواع بيوماركرها 47
3-4-2-پارامتر هاي بيومارکري براي تطابق، منشا و محيط رسوبي 49
3-4-2-1ترپانها (Terpanes) 54
3-4-2-2-انديس هموهوپان 57
3-4-2-3-نسبت پريستان به فيتان 59
3-4-2-4-نسبت (Isopenoid/n-Paraffin) 60
3-4-2-5-ايزوپرونوئيد هاي غير حلقوي>C20 61
3-4-2-6-باتريوکوکان 61
3-4-2-7-انديس اوليانان(Oleanane) 61
3-4-2-8-بيس نورهوپانها و تريس نور هوپانها 62
3-4-2-9-انديس گاماسران 62
3-4-2-10- نسبت(C30/C29Ts) 63
3-4-2-11- -β کاروتن و کاروتنوييد 63
3-4-2-12- Bicyclic Sequiterpanes 63
3-4-2-13-کادينانها 63
3-4-2-14- دي ترپانهاي دو و سه حلقه اي 64
3-4-2-15- فيچتليت(Fichtelite) 65
3-4-2-16- دي ترپانهاي چهار حلقه اي(Tetracyclic Diterpane) 65
3-4-2-17-ترپان سه حلقه اي 65
3-4-2-18-ترپانهاي چهار حلقه اي 66
3-4-2-19-هگزا هيدرو بنزو هوپانها 66
3-4-2-20-لوپانها(Lupanes) 66
3-4-2-21-متيل هوپان(Methyl Hopanes) 66
3-4-3- استيرانها(Steranes) 67
3-4-3-1-نسبت Rgular Steranes/17α(H)-Hopanes 67
3-4-3-2- C26استيران 68
3-4-3-3- استيرانهاي (C27-C28-C29) 68
3-4-3-4- انديس C30-استيران 70
3-4-3-5- ديااستيرانهاي(C27-C28-C29) 72
3-4-3-6-نسبت Diasteranes/Regular Steranes 72
3-4-3-7- 3-آلکيل استيران 73
3-4-3-8- 4-متيل استيران 73
3-4-4- استيروئيد های آروماتيکي و هوپانوئيد ها 74
3-4-4-1- C27-C28-C29- منو آروماتيک استيروئيدها 74
3-4-4-2-(Dia/Dia+Regular)C-Ring Monoaromatic Steroids 76
3-4-4-3- C¬26-C27-C28تري آروماتيک استيروئيد 76
3-4-4-4- بنزوهوپانها (Benzohopanes) 76
3-4-4-5-پريلن( (Perylene 76
3-4-4-6- m/z 239(Fingerprint) و(Fingerprint) m/z 276 77
3-4-4-7- Degraded Aromatic Deterpane 77
3-4-4-8-خصوصيات ژئوشيمي نفتها براي تطابق با سنگ منشا 77
3-4-5-بلوغ(Maturation) 79
3-4-5-1- بيومارکرها بعنوان پارامتري براي بلوغ 79
3-4-5-2-ترپانها 81
3-4-5-2-1-ايزومريزاسيون هموهوپان 22S/(22S+22R) 81
3-4-5-2-2-نسبت Βα-Moretane/αβ-Hopanes and ββ-Hopane 82
3-4-5-2-3- نسبت Tricyclic/17α(H)-Hopane 83
3-4-5-2-4- نسبت Ts/(Ts+Tm) 83
3-4-5-2-5- نسبت C29Ts/(C2917α(H)-Hopane+C29Ts) 84
3-4-5-2-6- نسبت Ts/C3017α(H)Hopane 84
3-4-5-2-7- انديس Oleanane يا 18α/(18α+18β)-Oleanane 84
3-4-5-2-8- نسبت (BNH+TNH)/Hopanes 85
3-4-5-3- استيرانها (Steranes) 86
3-4-5-3-1- نسبت 20S/(20S+20R) 86
3-4-5-3-2-نسبت Ββ/(ββ+αα) 86
3-4-5-3-3- انديس بلوغ بيومارکرها (BMAI) 87
3-4-5-3-4- نسبت Diasterane/Regular Sterane 89
3-4-5-3-5- نسبت 20S/(20S+20R) 13β(H),17α(H)-dia steranes89
3-4-5-4-استيروئيد های آروماتيکي Aromatic steroids 89
3-4-5-4-1- نسبت TA/(MA+TA) 89
3-4-5-4-2- نسبتMA(I)/MA(I+II) 90
3-4-5-4-3- نسبتTA(I)/TA(I+II) 91
3-4-5-4-4- نسبتC26-Triaromatic 20S/(20S+20R) 91
3-4-5-4-5- منوآروماتيک هوپانوئيد (Monoaromatic Hopanoids ) 92
3-4-5-4-6- پارامتر MAH 92
3-4-6- تخريب ميکروبي (Biodegradation) 93
3-4-6-1- پارامتر هاي بيومارکري تخريب ميکروبي 93
3-4-6-1-1- ايزوپرنوئيدها(Isopernoids) 95
3-4-6-1-2- استيران و ديااستيران(Steranes and Diasteranes) 95
3-4-6-1-3- هوپانها(Hopanes) 95
3-4-6-1-4- 25-نورهوپانها (25-Norhopanes) 96
3-4-6-1-5-C28-C34 30-nor-17α(H)-Hopane 96
3-4-6-1-6- ترپانهاي سه حلقه اي 97
3-4-6-1-7- ديگر ترپانها 97
3-4-6-2- اثرات تخريب ميکروبي در تعيين بلوغ و تطابق 97
3-4-7-تعيين سن بوسيله بايومارکرها 97
3-5- ايزوتوپهاي پايدار 99
3-5-1- مقدمه 99
3-5-2- ايزوتوپهاي پايدار 99
3-5-2-1- اکسيژن 100
3-5-2-2- کربن 102
3-5-2-2-1- ارتباط بين سن زمين شناسي و
نسبت ايزوتوپ کربن نفت و کروژن 106
3-5-2-2-2-کاربرد ايزوتوپ کربن در تعيين
نوع محيط رسوبي، نوع کروژن، نوع نفت و مسير مهاجرت 108
3-5-2-2-2-1- نمودار سوفر(Sofer) 108
3-5-3- گوگرد 109
3-5-4– کاربرد ايزوتوپهاي پايدار در مخازن گاز و کاندنسيت 111
فصل چهارم: نحوه نمونه برداري 114
4-1-مقدمه 114
4-2-نمونه گيري از ميادين گازي 114
4-2-1- روش نمونه گيري گاز و سيالات مخزن 115
4-2-2- آناليز نمونه هاي مخازن خانگيران وگنبدلي 117
4-3-داده هاي شرکت نفت 117
4-3-1-مقاطع و نمونه ها 119
فصل پنجم: بحث و تفسير 120
5-1- مقدمه 120
5-2- تعبير و تفسير داده هاي راک اول 120
5-2-1-چاه اميرآباد-1 120
5-2-2-چاه خانگيران-30 125
5-2-2-1-سازند چمن بيد 127
5-2-2-2-سازند کشف رود 129
5-3-تعبير و تفسير داده هاي راک اول مقاطع سطحي 132
5-3-1مقطع بغبغو 132
5-3-2-مقطع خور 137
5-3-3-مقطع فريزي 141
5-3-3-1-سازند شمشک 143
5-3-3-2-سازند باش کلاته 145
5-3-4-مقطع خانه زو 147
5-3-4-1-سازند چمن بيد 150
5-3-4-2-سازند شمشک 152
5-3-5-مقطع اردک-آب قد 155
5-3-6-مقطع شورک 159
5-3-7-نتيجه گيري کلي آناليز داده هاي راک-اول 163
5-4-تعبير و تفسير داده هاي گاز کروماتو گرافي 164
5-4-1-مقطع بغبغو سازند کشف رود(G-19) 166
5-4-2-مقطع خور سازند چمن بيد(G-11) 167
5-4-3-مقطع اردک آب-قد سازند چمن بيد(ABG-15) 167
5-4-4-مقطع شورک- سازند کشف رود(G-10) 168
5-4-5-مقطع بغبغو سازند کشف رود(G-45) 169
5-4-6-نتيجه گيري نهايي آناليز داده هاي GC 169
5-5-تعبير و تفسير داده هاي بيومارکر مقاطع سطحي 169
5-5-1-سازند چمن بيد 173
5-5-2- سازند کشف رود 174
5-5-3- نتيجه گيري نهايي آناليز بيومارکرهاي مقاطع سطحي 182
5-5-4- تعبير وتفسير داده هاي بيو مارکري
و ايزوتوپي ميعانات سنگ مخزن مخازن مزدوران و شوريجه 182
5-5-4-1- تشخيص محيط رسوبي سنگ منشاء 182
5-5-4-1-1- نسبت C29/C27 استيران در مقابل نسبت Pr/Ph 183
5-5-4-2- تعيين محدوده سني سنگ منشاء 184
5-5-4-2-1- نسبت C28/C29 استيران 184
5-5-4-2-2-ايزوتوپ كربن 185
5-5-5- تشخيص ليتولوژي سنگ منشاء 186
5-5-5-1- نسبت DBT/ PHEN در مقابل Pr/Ph 186
5-5-5-2-انديس نورهوپان 187
5-5-5-3- نسبت C22/C21 تري سيكليك ترپان
در مقابل نسبت C24/C23 تري سيكليك ترپان 188
5-5-5-4- نسبتهاي C24تترا سيكليك ترپان 189
5-5-5-5- ايزوتوپ كربن در مقابل نسبت پريستان به فيتان 190
5-5-5-6- مقايسه نسبتهاي بيوماركري 190
5-5-5-7- نتيجه گيري ليتولوژي سنگ منشاء 191
5-5-6-تشيخص بلوغ سنگ منشاء 191
5-5-6-1-نمودار C24Tet/C23Tri در مقابل C23Tri/C30Hopane 191
5-5-6-2- نمودار نسبت C30DiaHopan/C30Hopane 192
5-5-6-3- نمودار نسبت Pr/nC17 به Ph/nC18 مخازن 193
5-5-6-4- نتيجه گيري بلوغ سنگ منشاء 194
5-5-7- داده هاي ايزوتوپي كربن دو مخزن مورد مطالعه 194
5-5-8- تشخيص سنگ منشاء هاي مخازن مزدوران و شوريجه 194
5-6- تشخيص منشاء توليد سولفيد هيدروژن در مخازن گازي كپه داغ 196
5-6-1- بررسي تركيب شيميايي مخازن 196
5-6-2- فشار و دماي مخازن 198
5-6-3- پتروگرافي سازندهاي مخزني منطقه كپه داغ 198
5-6-4- بررسي آلكانهاي نرمال و بيوماركري و آب سازند مخازن 200
5-6-4-1- فراواني آلكانهاي نرمال مخازن 200
5-6-4-2- بيوماركر آدامانتان 200
5-6-4-3- مطالعه تركيبات هيدروكربوري گوگرد دار در مخازن 202
5-6-4-4- مطالعه آب سازندي مخازن 204
5-6-4-5- بررسي بلوغ ميعانات گازي مخازن 207
5-6-4-6- مقايسه تركيبات گازي مخازن با هيدروكربورهاي سنگ منشاء 209
5-6-4-7- ايزوتوپ كربن و گوگرد آلي مخازن 209
5-7- نتيجه گيري كلي در مورد منشاء سولفيد هيدروژن 212
فصل ششم: نتيجه گيري نهايي 213
پيشنهادات 214
پيوستها 215
منابع و مآخذ 216
چکيده:
بررسيهاي ژئوشيميايي(راک اول- بيومارکر- ايزوتوپ کربن) برروي سنگ منشا احتمالي کپه داغ شرقي نشان مي‌دهد که سازند هاي کشف رود و چمن بيد، با توجه به نوع و بلوغ ماده آلي مي‌توانند از سنگهاي مادر منطقه محسوب شوند. سازند کشف رود با کروژني از نوع دلتايي- دريايي در مرحله توليد گاز خشک قرار دارد، در حاليکه سازند چمن بيد با کروژني با منشا دريايي-کربناته در انتهاي نفت زايي و در ابتداي توليد گاز تر مي‌باشد. آناليز هاي بيو مارکر و ايزوتوپ نشان مي‌دهد که تغذيه مخزن مزدوران توسط سازند کشف رود بوده و منشا هيدروکربنها در مخزن شوريجه در نتيجه زايش مواد آلي از سازند چمن بيد مي‌باشد.
مطالعات ايزوتوپي و بيومارکري نشان مي‌دهد که بخش مهم سولفيد هيدروژن در مخزن مزدوران بر اثر احياي ترموشيميايي سولفات (واکنش بين متان وانيدريت موجود در سازند کربناته مزدوران) بوجود آمده است. اين سولفيد هيدروژن با عث ترش شدگي در مخزن مزدوران شده است. مخزن شوريجه داراي ليتولوژي ماسه سنگي به همراه ترکيبات آهن دار فراوان و داراي درصد کمتري انيدريت در ميان لايه هاي خود نسبت به سازند مزدوران است.پس سولفيد هيدروژن کمتري توليد شده و آن نيز با آهن موجود در مخزن واکنش داده و بصورت پيريت رسوب کرده است. يعني سنگ مخزن مانند يک فيلتر سبب حذف سولفيد هيدروژن از مخزن گرديده است.
Abstract:
Geochemical studies (Rock-Eval, GC, GCMS, Isotope) on the probable source rocks at the eastern Kopehdagh shows that the Kashafrud and Chamanbid formation, with pay attention to type and maturation of organic matters, can be source rocks of Kopehdagh basin. Kashafrud formation with marine-deltaic kerogen (II, III), is in the gas generation zone while Chamanbid formation with marine-carbonate kerogen (II) is at the end of oil window zone and beginning of wet gas generation zone. Biomarker and isotope analysis shows that Mozduran reservoir was charged by Kashafrud formation and the hydrocarbon of Shorijeh reservoir has sourced from organic matter of Chamanbid formation.
Isotopic and biomarker studies shows that the most important part of H2S in Mozduran reservoir was generated by thermochemical reduction of sulfate (reaction between methane and anhydrite in Mozduran carbonate formation).This H2S caused the gas in Mozduran reservoir became sour- gas. Shurijeh reservoir has sandstone lithology with enrichment of ironic compounds and their had less anhydrite between their layers than Mozduran reservoir, thus less H2S was generated and this H2S has reacted with iron and pyrite was sedimented. It means that the reservoir rock like as a filter caused H2S has removed from the reservoir and the gas became sweet in Shurijeh sandstone reservoir.
