چکیده:
کاربرد رایج کینتیک ژئوشیمیایی، پیش‌بینی دما، زمان و مکان زایش هیدروکربن در مدل‌سازی حوضه و سیستم نفتی است. اهداف مطالعه حاضر، مقایسه پارامترهای کینتیک کلی کروژن و بیتومن (آسفالتن) سنگ منشا کژدمی در میدان نفتی گچساران و بررسی احتمال آلوده شدن این سازند توسط هیدروکربن‌های رانده شده از سنگ منشاهای زیرین می‌باشد. به‌طور معمول در مطالعات کینتیکی ابتدا متناسب با هدف مطالعه، سیستم پیرولیز مناسب جهت آنالیز نمونه موردنظر انتخاب گردیده، سپس به‌منظور تعیین پارامترهای کینتیکی، داده‌های حاصل از پیرولیز، توسط نرم‌افزارهای متنوع، بهینه‌سازی شده و درنهایت پارامترهای کینتیکی به عنوان ورودی نرم‌افزارهای سیستم نفتی، جهت پیش‌بینی دما، زمان و مکان زایش هیدروکربن از شرایط آزمایشگاهی به شرایط زمین‌شناسی برون‌یابی می‌گردد. جهت دست‌یابی به اهداف این مطالعه، بنابر روند اصلی ذکرشده، سه عدد نمونه خرده حفاری از سازند کژدمی، چاه شماره 368 میدان نفتی گچساران انتخاب گردید. نمونه عاری از بیتومن، به‌عنوان کروژن، از یک‌سو و نمونه آسفالتن از سوی دیگر، جهت آنالیز تعیین گردید. سپس هر کدام از نمونه‌ها به سه قسمت تقسیم شده و در سه نرخ دمایی℃⁄min 5، 15 و 25، توسط پیرولیز سیستم باز (پیرولیز راک-ایول) مورد آنالیز قرار گرفت. جهت تعیین پارامترهای کینتیکی (انرژی فعال‌سازی و فاکتور فراوانی) و مدل‌سازی کینتیکی در شرایط آزمایشگاهی، داده‌های حاصل از پیرولیز، توسط نرم‌افزار اپتکین (Optkin software) بهینه‌سازی گردید. درنهایت پارامترهای کینتیکی به عنوان ورودی در نرم‌افزار پترومد (PetroMod software) به‌منظور مدل‌سازی کینتیکی (نمودار نسبت تبدیل و نرخ زایش هیدروکربن) و مدل‌سازی یک‌بعدی، در شرایط زمین‌شناسی با فرض 1.5 ℃⁄min، مورد استفاده قرار گرفت. برمبنای نتایج حاصله، نمونه‌های کروژن، براساس میزان بیشینه دمای زایش هیدروکربن (Tmax) به حد بلوغ رسیده‌اند. قرابت عددی مقدار بیشینه و توزیع انرژی فعال‌سازی، همچنین تطابق نمودار نسبت تبدیل و نرخ زایش هیدروکربن نمونه‌های آسفالتن، نشان‌دهنده یکنواختی و شباهت ساختاری نمونه‌های مذکور در اعماق مختلف سازند مورد مطالعه است. درمقابل، براساس الگوی توزیع انرژی فعال‌سازی، با وجود یکسان بودن نوع نمونه‌های کروژن (کروژن نوع II)، تفاوت در پارامترهای کینتیکی، نشان‌‌دهنده یکنواختی کم‌تر نمونه‌های مذکور است. هیچ‌گونه تطابقی بین نمودار نسبت تبدیل و نرخ زایش هیدروکربن، نمونه‌های آسفالتن با نمونه‌های کروژن‌ مربوطه از اعماق مختلف، رویت نگردید؛ بنابراین علیرغم اصل شباهت ساختاری آسفالتن و کروژن، این موارد نشان‌دهنده عدم شباهت ساختاری نمونه‌های مذکور با همدیگر می‌باشد و این امر احتمال فرضی جذب هیدروکربن آزاد خود سازند توسط آسفالتن و آلوده شدن سازند مورد نظر توسط هیدروکربن‌های رانده‌شده از سنگ منشاهای پایین‌تر و عدم حضور این مواد در نمونه‌های کروژن را تقویت می‌کند. درنهایت، نتایج مدل‌سازی یک‌بعدی حاصل از نمونه‌های کروژن، به جهت بالغ بودن و از دست دادن بخشی از توان هیدروکربن‌زایی در منطقه مورد مطالعه، پیشنهاد می‌نماید که ترجیحا نمونه‌های کروژن نابالغ در مطالعات کینتیکی مورد استفاده واقع گردد.

 میدان نفتی آزادگان از جمله میادین فوق عظیم نفتی در حال توسعه جهان، در 80 کیلومتری غرب اهواز واقع شده است. این مطالعه به مقایسه نفت مخزن ماسه¬سنگی آزادگان با مخازن کربناته فهلیان - سروک و همچنین شناسایی سنگ¬های منشا احتمالی و میزان بلوغ آن‌ها در میدان نفتی آزادگان در دشت آبادان می¬پردازد. بدین منظور تعداد 55 خرده حفاری حاصل از سازند¬های کژدمی و سرگلو و 6 نمونه نفت مربوط به مخازن سروک و فهلیان مورد آنالیز قرارگرفته¬اند. بر اساس مقادیر TOC در برابر S1+S2 به‌دست‌آمده از روش پیرولیز راک- ایول، سازند کژدمی و سرگلو خوب تا عالی قرارگرفته¬اند. مقادیر شاخص هیدروژن (HI) و شاخص اکسیژن (OI) نشان می¬دهند که سازند¬ کژدمی غالباً کروژن نوع II و سرگلو کروژن نوع III دارند.
کرماتوگرام¬های دو نمایی (bimodal) و گاهی چند¬نمایی (multimodal) نمونه¬های مخازن سروک و فهلیان در میدان نفتی آزدگان نشان‌دهنده چند منشائی بودن نفت¬های موجود است. برای تمام نفت¬های موردمطالعه با افزایش عمق مخزن و با حرکت به سمت شمال میزان بلوغ افزایش می¬یابد. پایین بودن فراوانی نسبی مورتان‌ها، نسبت‌های هوپان/ استران (Sterane/Hopane)، Ts/Tm و درصد پایین استران و تری¬سیکلیک¬تری¬پان در مقایسه با پنتاسیکلیک¬تری¬پان نشان‌دهنده منشا باکتریایی برای مواد آلی سازنده سنگ¬های منشا مخازن سروک و فهلیان در میدان نفتی آزادگان می¬باشد.
مقادیر پائین نسبتC24t/C23t ‌، مقادیر بالای نسبت C22t/C21t، نمودار نسبت استران/دیاستران در مقابلC29/C30 Hopane و نمودار تغییرات نسبت استران C27 (Dia/Dia+Reg)) در برابر مقادیر Pr/Pr+Ph نشان می‌‌دهند که نفت مخازن سروک و فهلیان در محیط دریایی از سنگ منشائی کربناته ـ مارنی مشتق شده¬اند، ولی تاثیر کربناتها در تشکیل نفت‌ها از اهمیت ویژه¬ای برخوردار بوده است. نمودار¬های تغییرات پریستان به آلکان هم‌جوارش در برابر عمق، تغییرات پریستان و فیتان به آلکان نرمال هم‌جوارشان، نسبت‌های C29/C30 Hopane و C35/C34 Homohopane و نبود 25 Nor Hopane نشان¬دهنده¬ی عدم تخریب زیستی در نفت¬های مخازن سروک وفهلیان می¬باشد. حضور ترپان¬های سه¬حلقه‌ای (tricyclic terpanes)، مقادیر ETR، نسبت¬های Oleanane/(Oleanane+Hopane))، استران¬های C28/C29، وجود تریس¬نورنئوهوپان یا Ts، نسبت 1,2,7- Trimethylnaphthalene به 1,3,7- trimethylnaphtalenes، نمودار سه¬تایی در استران¬ها و تغییرات مقادیر ایزوتوپ کربن (δ13C) در برابر نسبت Pr/Ph نشان‌دهنده¬ی سنگ¬های منشا به سن ژوراسیک برای نفت¬های مخازن سروک و فهلیان می¬باشد. استفاده از نسبت‌‌های به‌دست‌آمده بر مبنای واکنش‌های ایزومریزاسیون و اپیمریزاسیون استران‌های C29 و هوپان C32 برای تعیین بلوغ نشان می‌دهد که نفت مخزن فهلیان در اوایل پنجره نفتی و مخزن سروک در اوایل پیک زایش نفت (Peak Oil Window) قرارگرفته¬اند.
با توجه به یکسان بودن سنگ¬های منشا احتمالی و نبود فرایند¬های ثانویه تاثیرگذار در مخازن موردمطالعه، سنگینی نفت مخازن کربناته فهلیان – سروک می¬تواند به علت زایش نفت از سازند کژدمی و شارژ مخازن مذکور باشد.

میادین خویز و منصورآباد در فروافتادگی دزفول جنوبی با راستای شمال‏غرب-جنوب‏شرق قرار گرفته ‏اند. این دو میدان تحت تاثیر فعالیت گسل تشان (Tashan Fault) از یکدیگر جدا شده‏ اند. فعالیت این گسل باعث شده میدان خویز در ارتفاع بالاتری نسبت به منصورآباد قرار بگیرد. به همین دلیل در این مطالعه به منظور بررسی تاثیر فعالیت این گسل بر بلوغ ژئوشیمیایی و حرارتی سازند پابده به‌عنوان سنگ منشا احتمالی میادین خویز و منصورآباد با استفاده از آنالیز پیرولیز راک-ایول، انعکاس ویترینایت و مدل‏سازی توسط نرم‌افزار پترومد 2011.1 پرداخته شده است. نتایج حاصل از آنالیز پیرولیز راک- ایول سازند پابده را می‏توان به سه بخش تقسیم نمود، که در بخش‏ های بالایی و پایینی TOC کمتر با لیتولوژی مارنی و آهکی، و در بخش میانی با TOC بیشتر و لیتولوژی عمدتاً شیلی و شیلی‏ آهکی همراه بوده است. میزان کل کربن آلی TOC)) سازند پابده در هر دو میدان 46/6 –21/0 درصد وزنی بدست آمده و تیپ کروژن نوع II و مخلوطی از II/III تعیین شده است. Tmax و شاخص تولید (PI) حاصل از راک- ایول و نیز داده‏های انعکاس ویترینایت اندازه گیری شده، نشان می‏دهد که سازند پابده در میدان خویز در مرحله نابالغ و در میدان منصورآباد در ابتدای پنجره نفتی قرار دارد. نتایج حاصل از بازسازی تاریخچه تدفین چاه شماره 2 میدان خویز، لایه‏ها پس از بالاآمدگی دچار فرسایش شده، به‌طوری که فرسایش باعث رخنمون سازند آسماری در سطح شده است. به همین دلیل از روند افزایشی بلوغ سازند پابده کاسته شده و در مرحله نابالغ متوقف شده است؛ اما در چاه شماره 11 میدان منصورآباد لایه‏ها پس از چین‏خوردگی همراه با فرسایش با افزایش ضخامت سازند گچساران، افزایش نرخ بلوغ سازند پابده را همراه داشته و آن را در ابتدای پنجره نفتی قرار داده است. در مدل‏سازی 2D با کمک مدل %Easy Ro، سازند پابده در میدان منصور آباد و بخش‏هایی از میدان خویز در زمان 9-10 میلیون سال پیش وارد پنجره نفتی شده است که با رسوبگذاری سازند میشان همراه بوده و پس از رسوبگذاری سازند آغاجاری در طی چین‏‏خوردگی سازندهای بالایی، روند افزایشی بلوغ کاسته شده است. در این مدل دمای سازند پابده در عهد حاضر میدان خویز o c 33 و میدان منصورآباد را c o110 و میزان نرخ تبدیل ماده آلی به نفت (TR) را در میدان خویز 03/0% و در تاقدیس منصورآباد 10% و در یال‏های تاقدیس و ناودیس‏ 35% می‏‏رسد. با توجه به میزان TR اگرچه سازند پابده در یال‌های تاقدیس و ناودیس ‏ها توانسته مقداری از نفت خود را خارج کند، اما سهم کمی از نفت مخازن میدان منصورآباد را در بربگیرد. اما بااین‌وجود، میدان خویز نسبت TR بسیار پایین بوده که بیانگر نبود سازند پابده در شرایط بلوغ است. در ادامه پس از کالیبراسیون مدل‏ها مقدار جریان حرارتی محاسبه شده در میادین خویز و منصورآباد متغییر بوده و در محدوده 43 - 47 mW/m2 می باشد.

پارامتر آب اشباع شدگی یکی از مهم ترین پارامترهای پتروفیزیکی مخازن هیدروکربوری است. متداول ترین فرمول محاسبه آب اشباع شدگی رابطه آرچی می باشد. نقش ضریب سیمان شدگی (m) در این رابطه بسیار مهم است، به طوری که تغییر اندک این ضریب موجب تغییرات قابل‌توجه آب‌اشباع‌شدگی می شود. مقدار m به مقدار و نوع تخلخل، تراوایی، بافت سنگ، شوری آب سازند و موارد دیگری بستگی دارد و نمی تواند ثابت فرض شود. هدف اصلی این پژوهش، تعیین ضریب آرچی (m) در مخزن آسماری، چاه شماره 3 میدان نفتی رامین می‌باشد. میدان نفتی رامین در ناحیه فروافتادگی دزفول و در فاصله ۳۰ کیلومتری شمال شهر اهواز و شمال غربی میدان نفتی مارون قرار دارد. ابتدا با استفاده از داده های تخلخل و تراوایی موجود برای چاه شماره 3 و روش شاخص منطقه ای جریان، واحدهای جریانی مشخص شد و سپس ضریب سیمان¬شدگی هر واحد جریانی مشخص گردید. در ادامه با استفاده از لاگ های چاه پیمایی PHIE، DT، NPHI، RHOB، Sw و GR در بخش Facimage محیط نرم افزار ژئولاگ با روش خوشه بندی MRGC، رخساره های مخزن آسماری در چاه مطالعه شده تعیین گردید و ازلحاظ کیفیت، مدل 9 رخساره ای به دست آمد. سپس، با ادغام رخساره های مشابه، 5 رخساره تعیین شد که بر اساس کیفیت مخزنی، مرتب و شماره‌گذاری گردیدند. سپس، با استفاده از رخساره های مشخص‌شده، ضریب سیمان شدگی برای هر رخساره تعیین گردید. در ادامه با رسم نمودار تخلخل موثر- مقاومت کل به بررسی روند تغییرات اشباع آب (Sw) و ضریب سیمان شدگی (m) پرداخته شد. درنهایت مدل نهایی برای چاه شماره 3 رسم گردید. بررسی ویژگی های مخزنی در رخساره های تعیین‌شده نشان داد که کیفیت مخزنی از رخساره شماره 5 به سمت شماره 1 بهبود می یابد. همچنین مقدار ضریب سیمان شدگی از رخساره شماره 5 به سمت شماره 1 کاهش می یابد. این نتایج برای پیش بینی میزان هیدروکربور درجا در مخزن و مطالعات ازدیاد برداشت مفید خواهد بود.

به منظور مطالعه شکستگی‌های مخزن آسماری در یکی از میادین نفتی فروافتادگی دزفول، اطلاعات مقاطع نازک، مغزه، لاگ¬های پتروفیزیکی و نمودارهای تصویرگر(FMI,EMI,UBI,OBMI) این میدان مورد مطالعه و بررسی قرار گرفته و زون¬های شکسته در مخزن آسماری این میدان شناسایی¬گردید.که بیانگر سرعت، دقت¬و مزیّت اقتصادی این تکنیک جهت شناسایی شکستگی¬ها می¬باشد. در اطلاعات مقاطع نازک و مغزه چاه مورد بررسی قرار گرفته، سطوح استیلولیتی، حفره‌ها، همچنین ریزشکستگی¬های باز و پرشده تاییدکننده اطلاعات حاصل از روش غیرمستقیم FMI بود، همچنین علاوه ¬بر نمودارتصویرگر FMI، نمودار مصنوعی انحراف نیز سرعت استفاده گردید. شکستگی¬ها بطورکلی از دو نوع طولی و مورب بوده که با زاویه شیب بالا نسبت به سطح لایه¬¬بندی تشکیل شده¬اند. بخش اصلی این مطالعه بر روی چاه مورد نظر که دارای اطلاعات کامل بود متمرکز شده و اطلاعات خام مربوط به نمودارFMI توسط نرم‌افزارGeoframe ابتدا پردازش و سپس تفسیر گردید. نمودارهای انحراف سرعت و تخلخل ثانویه محاسبه و مورد تطابق قرار گرفتند. بررسی و مقایسه اطلاعات نمودار FMI در چاه مورد مطالعه و مقاطع نازک مغزه‌های گرفته شده گویای این مطلب است که به‌طور عمده سیستم تخلخل زمینه در مخزن از انواع تخلخل‌های بین‌ذره‌ای و شکستگی بوده و با توجه به آغشتگی به نفت در اکثر مقاطع نازک این میدان اهمیت بالای شکستگی‌ها بعنوان معبری جهت عبور سیال نشان داده شد. براساس تفسیرنمودارFMI در مخزن نوع تنش‌های اصلی دیرین با موقعیت‌های محور حداکثر تنش(N82W,S90E)، و محور حداقل تنش(N80E,S88W) محاسبه گردید. بعلاوه میتوان نوع شکستگی‌ها را از نوع شکستگی‌های وابسته به چین‌خوردگی، الگوی-2(شکستگی‌های طولی) برآورد نمود. ضمن مقایسه نمودار انحراف سرعت در میدان مورد نظر با نمودار FMI همخوانی قابل توجهی از لحاظ وجود شکستگی و نوع سیستم تخلخل غالب در مخزن آسماری میدان گچساران مشاهده شد. نمودار انحراف سرعت همخوانی خوبی با نمودار FMI از لحاظ بررسی وجود شکستگی و نوع سیستم تخلخل غالب در مخزن ارائه داد. از این رو نمودارهای تصویری میتوانند کمک‌های شایانی در بررسی شکستگی‌ها با دقت مطلوب ارائه نمایند.

 میدان نفتی گچساران به عنوان یکی از ابر میادین نفتی ایران در فاصله 220 کیلومتری جنوب‌شرقی اهواز و 65 کیلومتری شمال خلیج‌فارس واقع گردیده است. گسترش سیستم شکستگی‌ها در مخازن آسماری و گروه بنگستان (سروک و ایلام) به عنوان مخازن اصلی این میدان سبب مهاجرت نفت از مخازن ایلام و سروک به مخزن آسماری گشته است. با توجه به قرارگیری سازند پابده در میان مخازن مذکور، در صورت ته‌نشست ترکیبات سنگین نفت مخزن بنگستان در سازند پابده، پارامترهای کینتیکی این سازند می‌توانند تحت‌ تاثیر این ترکیبات که از سازند کژدمی منشا گرفته‌اند قرار گیرند. در این راستا و با توجه به شباهت میان پارامترهای کینتیکی آسفالتن و کروژن به عنوان یک اصل اثبات‌شده، تعیین و مقایسه پارامترهای کینتیکی (انرژی فعالسازی و فاکتور فراوانی) کروژن و آسفالتن موجود در بیتومن سازند پابده در میدان نفتی گچساران به عنوان هدف اصلی از مطالعه حاضر مطرح می‌باشد. همچنین تعیین پارامترهای کینتیکی سنگ منشا کامل و مقایسه آن با پارامترهای کینتیکی کروژن و آسفالتن می‌تواند مثمر ثمر واقع گردد. در این راستا، تعداد سه نمونه مغزه حفاری با بلوغ پایین از اعماق مختلف سازند پابده در میدان نفتی گچساران انتخاب شد. پیرولیز و در نتیجه بلوغ حرارتی مصنوعی نمونه‌های سنگ منشا کامل، کروژن و آسفالتن بوسیله دستگاه راک ایول 6 در نرخ‌های دمایی 5، 15 و 25 درجه سانتی‌گراد بر دقیقه صورت پذیرفت. در ادامه، پارامترهای کینتیکی هر یک از نمونه‌ها با استفاده از نرم‌افزار اپتکین، بهینه‌سازی و تعیین شد. همچنین، مدلسازی کینتیکی نمونه‌ها بوسیله نرم‌افزار پترومد و با در نظر گرفتن نرخ حرارتی ثابت 1.5 ºC/My صورت پذیرفت. علاوه بر این، مدلسازی یک‌بعدی مفهومی بر اساس پارامترهای کینتیکی مختلف بوسیله این نرم‌افزار انجام شد. بر پایه نتایج حاصل از مدلسازی کینتیکی، دمای شروع و بیشینه هیدروکربن‌زایی از اعماق یکسان سازند پابده در سکانس مورد مطالعه بر اساس پارامترهای کینتیکی سنگ منشا کامل، کروژن و آسفالتن هیچ‌گونه شباهتی با یکدیگر ندارند. همچنین با وجود فاصله عمقی نزدیک نمونه‌ها نسبت به یکدیگر، تغییرات دمای شروع و بیشینه هیدروکربن‌زایی از نمونه‌های مختلف بر اساس پارامترهای کینتیکی حاصل از سنگ منشا کامل و آسفالتن بر خلاف پارامترهای کینتیکی حاصل از کروژن، قابل‌توجه است. از سوی دیگر، نتایج مربوط به مدلسازی یک بعدی مفهومی نشان‌دهنده عدم قطعیت گسترده در پیش‌بینی زمان، مکان و دمای شروع زایش هیدروکربن از سازند پابده با توجه به پارامترهای کینتیکی سنگ منشا کامل، کروژن و آسفالتن می‌باشد. همچنین تغییرات گسترده و نامنظم زمان، مکان و دمای شروع زایش هیدروکربن از اعماق مختلف سازند پابده بر اساس پارامترهای کینتیکی سنگ منشا کامل و آسفالتن بر خلاف پارامترهای کینتیکی کروژن مشهود است. میزان بالای بیتومن استخراج‌شده از نمونه‌ها با وجود بلوغ ناکافی، کاهش شدید مقادیر پارامتر S2 حاصل از پیرولیز نمونه‌های کروژن نسبت به سنگ منشا کامل و همچنین نتایج ذکر شده حاصل از مدلسازی کینتیکی و مدلسازی یک‌بعدی مفهومی، احتمال ته‌نشست ترکیبات سنگین نفت مخزن بنگستان در نمونه‌های مورد بررسی از سازند پابده و تحت تاثیر قرار گرفتن پارامترهای کینتیکی این سازند بواسطه حضور این ترکیبات نابرجا را تقویت می‌کنند. بنابراین، بکارگیری پارامترهای کینتیکی کروژن بجای سنگ منشا کامل و یا آسفالتن جهت مدلسازی زایش هیدروکربن از سازند پابده در میدان نفتی گچساران قویاً توصیه می‌گردد.

میدان نفتی گلخاری در حوضه زاگرس و حاشیه زیر پهنه فروافتادگی دزفول جنوبی قرار دارد. نفت این میدان از ترادف¬های آهکی – دولومیتی آسماری/جهرم (ائوسن پسین-میوسن) تولید می¬شود. تله نفتی مربوطه یک ساختار تاقدیسی با دامنه بلند است که دو گسل راندگی زیرسطحی با شیب¬های مخالف در دو یال آن وجود دارند، به¬طوری که ممکن است، گسل¬های موجود به‌عنوان مسیرهای مهاجرت سیال از سنگ¬(های) منشا احتمالی در زیر، عمل کرده باشند. هدف این مطالعه دستیابی به اطلاعاتی در مورد خاستگاه، شرایط انباشت و بلوغ مواد آلی و تطابق بین نفت¬های خام برداشت شده از مخزن آسماری/جهرم و سازندهای کژدمی (آلبین -سنومانین)، گورپی (کامپانین – ماستریشتین) و پابده (ائوسن) به¬عنوان سنگ¬های منشا احتمالی است. برای ارزیابی ویژگی¬های سنگ¬های منشا، 15 نمونه خرده حفاری با استفاده از تجزیه حرارتی راک – ایول آنالیز شد. بر اساس نتایج به‌دست‌آمده سازندهای کژدمی، گورپی و پابده که به¬ترتیب توان هیدروکربنی ضعیف تا خوب، نسبتآ خوب و ضعیف تا خیلی خوب دارند، از نظر بلوغ حرارتی در ابتدای پنجره زایش نفت قرار دارند. باوجود این، مُدل¬سازی یک بُعدی تاریخچه دفن شدگی و بلوغ حرارتی چاه گلخاری -2 نشان می¬دهد، بخش پایینی سازند کژدمی در مرحله اصلی زایش نفت است. ازنظر نوع ماده آلی نیز، نمونه¬های پابده دارای انواع کروژن¬های II و II/III می¬باشند. درحالی‌که نوع کروژن¬ها در سازند گورپی II و در نمونه¬های کژدمی I، II و III می¬باشند. زیست‌نشانگرهای بررسی شده نشان می¬دهند که نفت¬های مخزن آسماری/جهرم از مواد آلی مخلوط دریایـی و خشـکی¬زاد ته¬نشین شده در شرایط نیمه اکسیــدی زایش یافته¬اند این نتیجـه از نسبت Pr/ph نسبتاً بالا (1.25 – 1.49)، شاخص هوموهوپان نسبتاً کم (0.05 – 0.08)، ترکیب استـران¬های منظم با الگـوی پراکنـدگی C27 > C29 > C28، نسبت C27/C29 regular Steranes کم تا متوسط(0.94-1.68) ، حضور تری¬ترپان¬های سه حلقه¬ای و همچنین نسبت DBT/Phen کم تا متوسط(0.35 – 1.30) به‌دست‌آمده است. همچنین سنجش بلوغ حرارتی بر اساس پارامتـرهای زیست‌نشانگر شامل C2920S/ (20S+20R) (0.41 – 0.53)، C29ββ/ (ββ+αα) (0.49 – 0.53)، C32 homohopane 22S/(22S+22R) (0.46-0.60)، VRc (0.67-0.97) و VRM (0.62-0.95) مشخص می¬سازد این نفت¬ها از سنگ منشائی در ابتدای بلوغ تا پنجره اصلی زایش نفت تولید شده¬اند. برمبنای نشان¬گرهای مولکولی، سنگ¬های منشا انتخابی سطح بلوغ حرارتی یکسان (ابتدای پنجره نفتی) دارند، اما از میان آن¬ها، تنها سازند کژدمی ماده آلی و شرایط محیط رسوبی شبیه به نمونه¬های نفتی دارد. درحالی¬که سازندهای گورپی و پابده دارای مواد آلی دریایی می¬باشند. بنابراین، تطابق میان نفت¬های مخزن آسماری/جهرم و سازند کژدمی در میدان گلخاری مثبت است.

در هر عملیات حفاری مقادیر زیادی پسماند شامل تراشه‌ها و گل‌های حفاری چسبیده به‌ آن‌ها، آب و سیال‌های تکمیلی تولید می‌شود که در حفاری‌های صورت گرفته در مناطق خشکی، در پیت‌هایی تخلیه می‌شوند. این امر با توجه به‌نوع پسماندها و سیال باقیمانده روی آن‌ها (پایه‌آبی یا پایه‌روغنی) ممکن است سبب وارد آمدن خسارت‌هایی به محیطزیست شود. بدین منظور جهت تعیین نوع آلاینده‌ها و غلظت آن‌ها، 16 نمونه از مواد مختلف (گل حفاری، پسماند گل و خاک اطراف دکل) جمع‌آوری شد. جهت تعیین غلظت فلزات سنگین از روش ICP-OES استفاده شد. 7 نمونه نیز جهت تعیین هیدروکربورهای آروماتیک‌ چند حلقه‌ای به روش GC-MS آنالیز شد. برای مقایسه با مقدار زمینه، یک نمونه خاک شاهد تهیه و جهت صحت‌سنجی نتایج، نمونه‌های تکراری نیز آنالیزگردید. میانگین غلظت فلزات سنگین موجود در خاک منطقه با دیگر کشورها، استانداردهای جهانی و خاک دیگر میادین نفتی مقایسه شد. نتایج به دست آمده نشان داد که مقادیر سرب، روی و مس در میدان نفتی اهواز از دیگر نقاط بالاتر بود. اسیدیته و میزان شوری خاک منطقه نیز تعیین و مشخص شد که، این منطقه قلیایی بوده و میزان شوری آن به دلیل استفاده از آب‌های اشباع از نمک در ساخت گل حفاری، بسیار بالاست. جهت تعیین سطح آلودگی از شاخص زمین‌انباشت (Igeo)، ضریب غنی‌شدگی (EF)، ریسک اکولوژیکی بالقوه (Er)، شاخص آلودگی (PI) و شاخص آلودگی یکپارچه نمرو (NIPI) استفاده شد. نتایج نشان داد که فلزات آرسنیک، سرب، کادمیوم، باریم، نیکل، مس و روی آلودگی زیادی در منطقه ایجاد کرده‌اند و باید مقادیر آن‌ها کنترل شود. جهت بررسی تاثیر این فلزات بر سلامتی انسان، میزان جذب آن‌ها از طریق تنفس، بلع و جذب پوستی در دو رده سنی کودکان و بزرگسالان بررسی گردید و مشخص شد که بیشترین مقدار جذب این فلزات در هر دو رده سنی، از طریق بلع و برای فلز منگنز بود. همچنین خطر غیرسرطان‌زایی (HQ) هر فلز براساس استاندارد حفاظت محیط‌زیست آمریکا(USEPA) تعیین شد. نتایج به دست آمده نشان داد که فلزات به تنهایی مشکل زیادی ایجاد نکرده ولی خطر غیرسرطان‌زایی کل فلزات (HI)، در کودکان غیرمجاز است. ارزیابی خطر سرطان‌زایی (RI) نیز نشان داد که مقادیر فلزات آرسنیک، کبالت، کروم و نیکل برای کودکان و کادمیوم برای بزرگسالان غیرمجاز، و در نتیجه مخاطره‌آمیز بود. پارامترهای آماری ضریب پیرسون، تحلیل مولفه اصلی و آنالیز خوشه‌ای سه منشا ترکیب گل حفاری، نفت خام بالا آمده همراه آن، و همچنین سوخت تجهیزات حفاری را برای آلاینده‌ها تعیین کردند. مجموع غلظت آروماتیک‌های چندحلقه‌ای نشان داد که 71 درصد از نمونه‌ها شدیدا آلوده بودند. مقادیر آروماتیک‌های با وزن مولکولی پایین بیشتر از آروماتیک‌های با وزن مولکولی بالا بود، در نتیجه مقادیر ترکیبات سرطان‌زا از غیرسرطان‌زا کمتر بود. با توجه به این که این نسبت بیشتر از یک به دست آمد در نتیجه منشا نفتی این ترکیبات تایید شد. پارامترهای آماری نیز هم منشا بودن آروماتیک‌ها را تا حدودی تایید کردند.

 استان خوزستان به واسطه داشتن صنایع مختلف ، شاهد ورود و انباشت حجم زیادی از آلاینده‌ها و پسماند‌های گوناگون در محیط‌زیست می‌باشد. از مهم‌ترین صنایع فعال در این استان می‌توان به صنعت حفاری نفت و گاز اشاره کرد. میدان نفتی مارون از میادین نفتی بزرگ و مهم استان خوزستان به‌شمارمی‌آید. گل حفاری به‌کار برده شده در این صنعت و پسماند آن حاوی فلزات سنگین و مواد آلی است که در نهایت به خاک راه پیدا می‌کند، بنابراین با توجه به اهمیت خاک در زندگی انسان و اثرات زیان‌بار این ذرات بر روی سلامت انسان، بررسی میزان غلظت و درجه آلودگی فلزات سنگین و هیدروکربن های آروماتیک چند حلقه ای در پسماند‌ها و خاک این مناطق لازم به نظر می‌رسد. در این تحقیق 12 نمونه از گل حفاری، پسماند (گل+ خرده‌های حفاری) و خاک منطقه برداشته و یک نمونه خاک نیز به عنوان نمونه شاهد در نظر گرفته شد. نمونه‌ها پس از آماده سازی در آزمایشگاه جهت تعیین غلظت فلزات سنگین توسط دستگاهICP-OES آنالیز شدند. برای آنالیز مواد آلی نیز از دستگاه GC-MSاستفاده شد. برای بررسی سطح آلایندگی فلزات سنگین شاخص های ضریب غنی شدگی (EF)، زمین انباشت (Igeo)، آلودگی (PI)، آلودگی یکپارچه نمرو (NIPI) محاسبه گردید. بررسی شاخص های ذکر شده نشان دهنده سطح بالای آلایندگی برای فلزاتی مانند CdوPb وسطح آلایندگی متوسط برای فلزاتی مانند ZnوMo و آلودگی کم برای فلزات Co وCr است.جهت بررسی تاثیر این فلزات بر روی سلامتی انسان، میزان جذب روزانه از راه بلع(ADDingestion)، تنفس (ADDinhalation) و پوست (ADDdermal) در دو گروه سنی بزرگسالان و کودکان محاسبه و خطرغیر‌سرطان‌زایی (HI) و سرطان‌زایی(RI) این دو گروه سنی اندازه‌گیری شد. بیشترین میزان جذب برای فلز روی در مسیر بلع و کمترین جذب از طریق پوست برای فلز کروم بود. مقادیر خطر غیرسرطان‌زایی کل مسیرهای جذب برای فلز سرب در کودکان بالا بوده است. در هر دو گروه سنی کروم بیشترین خطر سرطان‌زایی و نیکل کمترین خطر را دارد. نتایج آنالیز ترکیبات آلی نشان داد که در تمام نمونه ها ترکیبات آلی با وزن مولکولی پایین بیشتر از ترکیبات با وزن مولکولی بالا بود. هم چنین در تمام نمونه ها مجموع ترکیبات آلی غیر‌سرطان‌زا بیشتر از ترکیبات آلی سرطان‌زا بود. بر اساس طبقه بندی غلظت مجموع آلاینده های آلی، نمونه‌های مربوط به گل حفاری پایه‌روغنی به‌شدت آلوده هستند. هم چنین نتایج به دست آمده از مقایسه نسبت ترکیبات آلی بر منشا انسان زاد این آلاینده ها تاکید داشت. از آنالیز های آماری از جمله ضریب همبستگی پیرسون و تحلیل مولفه اصلی اصلی (PCA) برای شناخت منشا آلاینده ها استفاده شد. نتایج به دست آمده حاکی از منشا انسان زاد فلزات سنگین و مواد آلی ناشی از ترکیبات به‌کار رفته در گل حفاری بود. pH تمام نمونه ها قلیایی بود و از آنجایی که بیشتر فلزات سنگین در محیط های قلیایی نا متحرک یا کم تحرک هستند، این واقعیت دلیلی بر انباشت این فلزات در خاک بوده واز این جهت خطر بیشتری را برای سلامت انسان و محیط زیست موجب می‌شود.

اندازه¬گیری نیکل و وانادیوم روشی سریع و مطمئن جهت مقایسه نفت¬ها با یک¬دیگر و بررسی منشا و محیط تشکیل آن¬ها می¬باشد. هدف اصلی این مطالعه، اندازه¬گیری غلظت عناصر نیکل و وانادیوم، تغییرات آن¬ها و علت این تغییرات در نفت¬های مخازن آسماری و بنگستان میدان اهواز و استفاده از نتایج حاصله به¬منظور شناسایی منشا هیدروکربن¬های تولید شده و تفسیر ویژگی¬ها و شرایط محیط رسوبگذاری آن¬ها و ارتباط این تغییرات با ساختارهای زمین¬شناسی می¬باشد. در این راستا 32 چاه از مخازن آسماری و بنگستان میدان اهواز انتخاب و با استفاده از دستگاه طیف¬سنج جذب اتمی غلظت این عناصر در نمونه¬¬های نفت¬خام این مخازن اندازه¬گیری شد. غلظت نیکل اندازه¬گیری شده در نمونه¬های نفت¬خام مخزن آسماری در محدوده 7 تا 6/46 ppm و غلظت وانادیوم از 2/11 تا 6/73 ppm و غلظت نیکل مخزن بنگستان درمحدوده 4/5 تا 2/54 ppm و غلظت وانادیوم از 1/28 تا 64/139 ppm متغیر می¬باشد. میانگین نسبت Ni/V نفت¬خام مخزن آسماری 51/0 و برای مخزن بنگستان 31/0 اندازه¬گیری شده¬ است که نشان¬دهنده یک محیط دریایی و شرایط احیایی برای سنگ منشا بوده و باکتری¬های فیتوپلانکتونی را به¬عنوان ماده¬ آلی سازنده نفت نشان می¬دهد. همچنین ورودی وانادیوم به نفت بیشتر از نیکل بوده¬است که دلیلی بر احیایی بودن محیط می¬باشد. براساس میانگین مقادیر نیکل و وانادیوم، مخزن آسماری و بنگستان میدان اهواز دارای منشا متفاوت می¬باشند. تغییرات مطلق نیکل و وانادیوم انعکاسی از عملکرد عوارض ساختمانی پی¬سنگی است که در حوالی چاه¬های 363، 227، 276 و 365 مقادیر آن کاهش یافته است لذا به¬عنوان ابزار بسیار قدرتمند برای شناسایی عوارض ساختارهای زیرزمینی قابل استفاده هستند.

 در این تحقیق دو سری داده توسط آنالیز تصمیم¬گیری چندمعیاره مورد بررسی قرار گرفت. در چالش نخست، داده¬های آنالیز پیرولیز راک ایول، به کمک روش تاپسیس کلاسیک و تاپسیس فازی ارزیابی و وضعیت سازند¬ها بررسی و ارزیابی شدند. در دومین چالش، نمونه¬های 10چاه حفاری شده در میدان نفتی مارون متعلق به مخازن بنگستان و آسماری هدف مطالعه قرار گرفتند. داده¬های ژئوشیمیایی بر اساس روشهای تاپسیس کلاسیک وتاپسیس فازی آنالیز و اولویت حفاری چاه¬های توسعه¬ای با توجه به وضعیت داده¬های ژئوشیمیایی مشخص گردید. در آنالیز داده¬های راک ایول، نتایج بررسی¬ها بر اساس وزن¬های کارشناسی در روش تاپسیس کلاسیک، در میان سازندهای سنگ منشا، سازند کژدمی در اولویت و پس از آن سازند پابده و در انتهای رده‌بندی سازند گورپی می¬باشد این ترتیب با مقدار ناچیزی اختلاف در آنالیز همین داده¬ها به روش تاپسیس فازی نیز مشاهده گردید. در آنالیز داده¬های ژئوشیمیایی، نتایج بررسی¬ها بر اساس وزن¬های کارشناسی در روش تاپسیس کلاسیک، چاه شماره¬ی 200 مخزن آسماری در اولویت اول و چاه شماره¬ی 62 مخزن بنگستان در انتهای رده¬بندی قرار گرفت. سایر چاهها شامل 173، 35 ، 208، 41، 237، 69، 162، 233 نیز به ترتیب در میان این دو قرار گرفتند. این ترتیب با مقدار ناچیزی اختلاف در آنالیز همین داده¬ها به روش تاپسیس فازی نیز مشاهده گردید. در نهایت پیشنهاد می¬شود چاه¬های توسعه¬ای آتی در مجاورت چاه¬های با اولویت اول و دوم حفر شده و بتدریج به اولویتهای بالاتر ختم گردد. این امر در بهبود روند تولید نقش قابل توجهی خواهد داشت.

 دشت آبادان در بخش جنوب¬غربی کمربند چین¬خورده زاگرس (جنوب غرب ایران) واقع‌شده و نواحی شمالی خلیج‌فارس را نیز شامل می¬شود. هدف از انجام این مطالعه بازسازی تاریخچه تدفین و مدل¬سازی حرارتی یکی از میادین نفتی این منطقه با استفاده از داده¬های پیرولیز راک-¬ایول و انعکاس ویترینایت می¬باشد. برای این منظور مدل¬سازی یک¬بعدی در دو چاه واقع در طاقدیس شمالی و جنوبی میدان به‌وسیله نرم¬افزارPetromod 2012 انجام‌گرفت. جهت تعیین پتانسیل هیدروکربن¬زایی سنگ¬های منشا از نمودار S1+S2 در مقابل TOC استفاده¬ شد که نشان داد سازند کژدمی دارای پتانسیل نسبتاً خوب تا عالی، سازندهای پابده و گورپی دارای پتانسیل ضعیف تا خوب و سازند گدوان دارای پتانسیل بسیار ضعیف تا خوب می¬باشد. مقادیر شاخص هیدروژن (Hydrogen Index) و شاخص اکسیژن (Oxygen Index) نشان داد کروژن سازند کژدمی دارای طیف وسیعی از I تا III می¬باشد؛ سازند پابده و گدوان حاوی کروژن II و III و سازند گورپی بیشتر حاوی کروژن نوع III می¬باشد. نتایج حاصل از نمودار PI در مقابل Tmax برای تعیین بلوغ سازند¬ها نشان داد که اغلب نمونه¬ها در محدوده اوایل پنجره نفت¬زایی قرار دارند.¬ نتایج مدل¬سازی در چاه شماره 1 نشان می¬دهد که بخش پایینی و بالایی سازند گدوان در حال حاضر در پنجره اصلی تولید نفت قرار دارند، در¬حالی¬که سازند کژدمی هنوز در ابتدای پنجره نفتی است. در چاه شماره 2 نیز سازند گدوان در حال حاضر در پنجره اصلی تولید نفت قرارگرفته و سازند کژدمی در اوایل پنجره نفتی می¬باشد. سازندهای پابده و گورپی در کل میدان در مرحله نابالغ قرار داشته و به بلوغ لازم جهت تولید نفت نرسیده¬اند¬. ازآنجاکه سازند گدوان نیز از لحاظ محتوای ماده آلی نمی¬تواند سنگ منشا موثر قلمداد گردد، این¬چنین به نظر می¬رسد که سنگ منشا اصلی در این میدان علاوه بر سازند کژدمی می¬بایست سازندهای عمیق¬تر مانند گرو و سرگلو باشند که بررسی دقیق¬تر آن نیازمند حفاری عمیق¬تر و مطالعات بیشتر می¬باشد.

 این مطالعه باهدف مقایسه ژئوشیمیایی سنگ¬های منشا میادین A و B و ارزیابی پتانسیل هیدروکربن¬زایی آن¬ها انجام‌شده است. بر اساس دیاگرام ون-کرولن تصحیح شده، سازند پابده در میدان A و Bبه ترتیب دارای کروژن نوع II- III و III می¬باشد در حالیکه سازند کژدمی در میدان A و B دارای کروژن نوع II و III- II می¬با¬شد. بلوغ سازند کژدمی در میدان B در ابتدای پنجره نفتی تا زون تولید نفت و در میدان A در حال ورود به ابتدای پنجره نفتی می¬باشد. سازند پابده در هر دو میدان در ابتدای پنجره نفتی است. در میدان A سازندهای گدوان و گورپی هر دو دارای کروژن نوع II هستند و در ابتدای پنجره نفتی قرار دارند و به دلیل پختگی کمتر نمی¬توانند نفت تولید کنند. بر اساس نتایج راک-ایول سنگهای منشا میدان A نابالغ هستند و مخازن این میدان را شارژ نکرده¬اند و تراف بینک مخازن این میدان را شارژ کرده است و میدان B به علت مانع مهاجرتی نتوانسته از تراف بینک شارژ شود. بر اساس نمودار Pr/nC17 در مقابل Ph/nC18 سازندهای گدوان و گرو در میدان A دارای کروژن نوع II و سازند کژدمی دارای کروژن نوع III- II است و بر اساس همین نمودار محیط ته¬نشست سازندهای گدوان، کژدمی، گرو احیایی است و نسبت Pr/nC17 در مقابل Ph/nC18 در سازند کژدمی بیشتر از یک، در سازند گرو 32/0، و در سازندهای گدوان، 5/0 است که محیط ته¬نشست سازند کژدمی را باتلاق¬های تورب¬زا ، سازند گرو دریای باز و سازند گدوان را حدواسط دریا و خشکی نشان می¬دهد. بلوغ سازند کژدمی پایین و سازندهای گدوان و گرو متوسط است. نمودار Pr/nC17 در مقابل Ph/nC18 سازند فهلیان میدان B کروژن نوع II را نشان می¬دهد که محیط ته¬نشست آن احیایی است و ازنظر بلوغ در پنجره نفتی قرار دارد. استفاده از نمودار استران c29 در مقابل نسبت تری سیکلیک ترپان/ هوپان Tricyclic terpane / Hopane در نمونه‌های موردمطالعه نشان می¬دهد که تاثیر مواد جلبکی در تغذیه سنگ منشا احتمالی کژدمی، گرو و گدوان در میدان A پایین بوده است. پلات نمونه¬های سازند کژدمی، گرو و گدوان در نمودار نسبت تغییرات تری¬ترپان C26 / C25 در مقابل هوپان¬های C31R / C30 و هم¬چنین در نمودار تغییرات استران C27 / C29 در برابر نسبت Steranes / Hopanes نشان می¬دهد که نمونه¬های سنگ منشا دارای لیتولوژی کربناته – مارلی است. پلات نمونه¬های مربوط به سنگ منشا احتمالی کژدمی، گرو و گدوان در نمودار بلوغ اپیمریزاسیون استرانها C29 20S(20S+20R) در مقابل استران C29 αββ / (αββ + ααα) و در نمودار نسبت‌های DBT / Phen در مقابل اپیمریزاسیون استرانهای C29 نشان می¬دهد که سازند گرو در میدان A در محدوده پنجره نفتی و سازندهای گدوان و کژدمی در میدان A در مرحله نابالغ قرار دارد.

 مدل¬سازی بلوغ حرارتی کاربرد گسترده¬ای در ارزیابی ریسک اکتشاف دارد. هدف از انجام این مطالعه، بازسازی تاریخچه تدفین، مدل¬سازی حرارتی و بررسی پتانسیل هیدروکربورزایی در یکی از میادین نفتی دشت آبادان با استفاده از داده¬های پیرولیز راک¬ایول (56 نمونه)، انعکاس ویترینایت (5 نمونه) و همچنین اطلاعات چینه-شناسی منطقه می¬باشد. پس از انجام آنالیز راک¬ایول، جهت تعیین پتانسیل هیدروکربور¬زایی سنگ¬های منشا از نمودار S1+S2 در مقابل TOC استفاده شد که نشان داد نمونه‌های مربوط به سازند¬های پابده و کژدمی در محدوده¬ی وسیعی از ضعیف تا عالی، سازند گورپی در محدوده¬ی بسیار ضعیف تا خوب و سازند گدوان به‌طور غالب در محدوده¬ی ضعیف تا نسبتاً خوب قرار دارند. مقادیر شاخص هیدروژن (Hydrogen Index) و شاخص اکسیژن (Oxygen Index) نشان می¬دهد که سازند¬های کژدمی و گدوان غالباً کروژن نوع II، پابده و گورپی نوع II و III را دارند. بر اساس مقدار Tmax و پتانسیل تولید (PI) نمونه¬های مربوط به سازند پابده از محدوده‌ی زون نابالغ تا زون اولیه تولید نفت، سازند¬های گورپی و گدوان در اوایل زایش نفت تا زون اصلی تولید نفت و سازند کژدمی در محدوده¬ی نابالغ تا اوایل زون اصلی تولید نفت قرار دارند. در این مطالعه مدل¬سازی یک¬بعدی به‌وسیله نرم¬افزار Petromod 2012 و بر اساس روش Easy%Ro برای دو چاه صورت گرفت. سازند گدوان در چاه -2 از حدود 11 میلیون سال پیش در عمق 2648 متری وارد پنجره نفتی شده و از حدود 2 میلیون سال قبل در عمق 4354 متری وارد زون اصلی تولید نفت شده است. سازند کژدمی هم از حدود 4 میلیون سال قبل و در عمق 3122 وارد پنجره نفتی شده است. در چاه-4 سازند گدوان پایینی از 10 میلیون سال پیش در عمق 2649 متری وارد پنجره نفتی شده و از حدود 2 میلیون سال پیش و در عمق 4318 متری وارد زون اصلی تولید نفت شده است. سازند گدوان بالایی از حدود 6 میلیون سال پیش شروع به تولید نفت کرده و در حدود 5/1 میلیون سال قبل وارد زون اصلی شده است. سازند کژدمی در این چاه در حدود 5/4 میلیون سال پیش در عمق 3035 متری به پنجره نفتی رسیده است و از حدود 16/0 میلیون سال پیش وارد زون اصلی تولید نفت شده است. با توجه به نتایج حاصل و میزان بلوغ سازندهای حفاری‌شده و مقایسه آن با مطالعات انجام شده در نواحی مجاور به نظر می¬رسد یکی از سنگ منشاهای اصلی مخزن بنگستان این میدان سازند کژدمی می¬باشد و برای تعیین سنگ منشا مخزن فهلیان نیاز به مطالعات بیشتر، در مورد سازندهای سنگ منشا احتمالی عمیق¬تر می¬باشد.

میدان نفتی رامشیر در 120 کیلومتری جنوب‌شرقی اهواز قرار دارد. این میدان از غرب به میدان شادگان، از شمال به میدان¬های مارون و آغاجری و از جنوب شرقی به میدان رگ‌سفید ختم می‏شود¬¬. پژوهش حاضر با هدف اصلی مطالعه و بررسی شیل‌های مشکل‌ساز سازندهای پابده و گورپی در میدان نفتی رامشیر و نهایتا رسیدن به گل بهینه حفاری در چاه‌های 5 و 6 انجام شده است. شاخص مهمی که در تعیین ترکیب گل حفاری باید مورد توجه قرار گیرد ترکیب و ساختار کانی‌های رسی سازند و مطالعه و بررسی دقیق آن‌هاست. جهت رسیدن به این هدف، راهکارهای متعددی وجود دارد ولی با توجه به ارتباط موضوع به نفت و مخازن نفتی، در این رساله استفاده از ابزارهای مورد استفاده در صنعت نفت از جمله نمودارهای چاه‌پیمائی NGSدر اولویت قرار گرفته است. همـچنین از دو روش آنـالیـز پـراش اشـعه ایـکس (XRD) جـهـت شـناخـت نیمه‌کمی و کیفی کانی¬هـای رسـی و فلورسانـس اشـعه ایکس (XRF) نیز استفاده شده است. در این مطالعه تعداد 11 نمونه از دو چاه 5 و 6 میدان نفتی رامشیر با استفاده از روش‌های ذکر شده مورد آنالیز قرار گرفتند. نتایج مطالعات انجام شده نشان داد که در مطالعه نمودار NGS، کانی‌های رسی ایلیت و مونت‏موریلونیت در سازندهای پابده و گورپی قابل شناسایی است. آنالیز کیفی داده¬های XRD بوسیله نرم‏افزار X`Pert HighScore صورت گرفت که کانی‌های ایلیت، کائولینیت، مونت‏موریلونیت، کلریت و مخلوط‌لایه شناسایی شدند. به‏منظور تحلیل داده¬ها و نتایج آنالیز XRF در نمونه‌های مورد مطالعه، تغییرات عناصر اصلی و کمیاب برحسب عمق SiO2 و Al2O3 بررسی شد. نتایج حاصل از آنالیز XRF نیز فراوانی نسبی ایلیت، مونت‌موریلونیت، کلریت و مخلوط‌لایه را تایید می‌کند که این نکته بیانگر تطابق نتایج آنالیز XRD و XRF است. مقادیر Mn, Fe وV، نشانگر محیط رسوب‌گذاری احیاء نیترات تا سولفات با pH متوسط (گروه 2) می‌باشد. نسبت Th/U (از 1 الی 7) معرف محیط دریایی تا حد واسط است. بنابراین با توجه به ترکیب کانی‌های رسی شناسایی شده، نمونه‌های مورد مطالعه در رده ‹‹ D ›› قرار می‌گیرند و لذا برای حفاری این سازندها و کنترل تورم شیل، گل آب شیرین با افزودنی‌های مناسب (گلیسرول‏ها و گلیکول‏ها با وزن ملکولی کم) پیشنهاد می‌گردد.

قطاع بندی مخزن محصول رفتار و عملکرد متقاوت آن در گستره یک میدان هیدروکربوری است. تفاوت در رفتار و عملکرد مخزن ناشی از اختلاف در ویژگی های دینامیکی شامل اختلاف فشار و سطوح سیالات مخزنی می باشد. هدف از انجام این مطالعه تعیین عوامل زمین شناسی موثر در ایجاد قطاع های مخزن آسماری میدان مارون بوده است. خوشبختانه میدان نفتی مارون دارای بیش از 500 حلقه چاه حفاری شده می باشد. از میان این چاهها برای مطالعه حاضر 76 حلقه چاه که در آن بیشترین ضخامت آسماری حفاری شده و داده های کامل تری داشته اند انتخاب گردید. از جنبه ساختمانی میدان مارون تحت تاثیر گسل های تراستی موجود ذر یالهای شمالی و جنوبی است. بطوریکه ساختمان آغاجاری بر روی نیمه شرقی میدان مارون رورانده شده است. در این مطالعه نقشه های مربوط به میانگین درصدهای سنگ شناسی مختلف که شامل انیدریت ،ماسه،کربنات و رس است برای تمامی زون ها و قطاع های موجود در مخزن تهیه شد. همچنین نقشه های مربوط به پارامترهای پتروفیزیکی چاه ها که شامل میانگین درصد تخلخل مفید،اشباع آب، ضخامت مفید و ضخامت کل زون هاست تهیه گردید. همینطور نمودار تطابق چینه ای مربوط به قطاع های 8 گانه مخزن که از هر قطاع یک چاه به عنوان نماینده انتخاب شد تهیه گردید. با توجه به نقشه های سنگ شماسی و پارامترهای پتروفیزیکی و نمودار تطابق چینه ای تهیه شده می توان گفت در حال حاضر در بخش مرکزی میدان( قطاع های 4،5،6 و 7) از لحاظ انباشت هیدروکربور وضعیت بهتری دارد. از جمله روش های استفاده شده در این تحقیق تهیه نقشه های مریوط به میزان هرزروی گل حفاری برای تمامی چاه های منتخب بوده که این نقشه ها تا حد زیادی مناطق دارای بیشترین شکستگی را تایید می نماید که در محدوده های قطاع های 6 و 7 مخزن می باشد. همچنین از جمله موارد انجام شده تهیه نمودارهای میله ای مربوط به پارامترهای پتروفیزیکی و سنگ شناسی مخزن و نمودار میله ای مربوط به هرزروی ذر قطاع های 8 گانه است. در نهایت می توان بیان نمود که قطاع های 8 گانه مخزن آسماری میدان مارون تحت تاثیر عوامل زمین شناسی و پارامترهای پتروفیزیکی وابسته به آنها از جمله تغییرات سنگ شناسی، نحوه توسعه شکستگی ها، تخلخل ،اشباع آب ئ ضخامت مفید به کل ایجاد و بدین علت رفتارهای دینامیکی مختلفی (اختلاف در فشار و سطوح سیالات) از خود بروز می دهند. لذا محل قرارگیری مرزهای قطاع های مخزنی براساس این پدیده ها تعیین گردید.

 در این مطالعه نفت مخزن سروک در دو میدان مارون در ناحیه فروافتادگی دزفول شمالی و آب تیمور در دشت آبادان مورد ارزیابی ژئوشیمیایی قرار گرفت. بمنظور تایید و تاکید بر یافته¬های ژئوشیمیایی و تفسیر روند بدست آمده، نفت مخزن سروک میدان نفتی آزادگان نیز بررسی ژئوشیمیایی شد.
نسبت Pr/nC17 در برابر Ph/nC18 کمتر از یک نفتهای مخازن مورد بررسی، محیط ته¬نشست مواد آلی اولیه را احیایی تعیین نمود. میزان مشارکت مواد آلی قاره¬ای (Terrigenous Aqueous Ratio, TAR) از میدان مارون (TAR: 0.18) به آب¬تیمور (TAR: 0.37) و نهایتاً آزادگان (TAR: 0.83) افزایش می¬یابد که این مهم نشان دهنده کاهش عمق حوضه رسوبگذاری سنگ منشاء نفت ذخیره شده در این مخازن به سمت غرب فروافتادگی دزفول و دشت آبادان می¬باشد. مقادیر بالای شاخص ارجحیت کربن ( Carbon Preference Index, CPI) نیز این مهم را تایید می¬نماید. همچنین نسبت‌ استران به هوپان (Sterane/Hopane)، نمودار تغییرات نسبت استرانهای (20R) C29/C27 در برابر نسبت Pr/Ph و نسبت C25/C26 تری¬سیکلیک ترپان نشان¬دهنده مواد آلی جلبکی فراوان¬تر در نفت¬ مخزن سروک میادین مارون و آب¬تیمور در مقایسه با میدان نفتی آزادگان می¬باشد.
نسبت C31RH/C30H و همچنین نمودار تغییرات مقادیر ایزوتوپ کربن (δ13C) ترکیبات اشباع در برابر نسبت Pr/Ph، لیتولوژی سنگ‌ منشاء نفت مخزن سروک در هر سه میدان را از نوع کربناتی - مارنی معرفی نمود. از سوی دیگر، نمودار Pr/Ph در برابر DBT/Phen نیز این مهم را تایید کرده و همچنین سن سنگ منشاء مربوطه را مزوزوئیک مشخص نمود.
نسبت‌‌های به دست آمده بر مبنای واکنش‌های ایزومریزاسیون استران‌های C29‌ و هوپان C32‌ نشان می¬دهد که نفت مخزن سروک در میادین مورد¬مطالعه از لحاظ بلوغ حرارتی در حدفاصل ابتدای پنجره ‌نفتی‌
(Early Oil Window) و پیک زایش نفت (Peak Oil Window) قرار گرفته¬اند. در نهایت می¬توان نتیجه گرفت که نفت مخزن سروک در میادین مارون و آب¬تیمور از سنگ¬های منشا احیایی¬تر و با فراوانی مواد جلبکی بالاتر بوجود آمده¬اند درحالیکه در میدان آزادگان فراوانی مواد قاره¬ای بالاست که نشان دهنده عمق کمتر حوضه رسوبگذاری سنگ منشاء در ناحیه دشت آبادان می¬باشد.

 شیل های غنی از ماده آلی گروهی از شیل ها می باشند که به دلیل محتوای مواد آلی زیاد، در صورت رسیدن به بلوغ کافی به‌عنوان منابع غیرمتعارف هیدروکربوری شناخته می شوند. سازند های شیلی کرتاسه تا پالئوسن جنوبی به‌عنوان شیل های وسیع باضخامت زیاد در ناحیه فروافتادگی دزفول جنوبی شناخته‌شده اند که سنگ منشا میدان های عظیم نفتی با کلاهک گازی در این منطقه را تشکیل می دهند. لذا با توجه به نیاز روزافزون صنعت نفت به کشف منابع هیدروکربونی جدید، مطالعه سازندهای شیلی به‌عنوان مخازن غیرمتعارف در این منطقه احساس می شود. در این مطالعه به ارزیابی برخی پارامترهای اساسی مخازن شیل گازی ازجمله، کل محتوای کربن (TOC)، نوع ماده آلی، بلوغ حرارتی، محیط ته نشست، کانی شناسی، تخلخل، آب اشباع شدگی، ضخامت و عمق سازند¬های مستعد شیل گازی در منطقه که شامل سازند پابده، گورپی، کژدمی و گدوان می-باشد، پرداخته‌شده است.برای دستیابی به این هدف آنالیز های پیرولیز راک-ایول، اندازه گیری انعکاس ویترینایت، آنالیزهای تکمیلی کروماتوگرافی، آنالیز XRD، ارزیابی پتروفیزیکی و آنالیز مغزه انجام شد و همچنین با استفاده از اطلاعات تاریخچه رسوبی منطقه، مدل سازی تارخچه تدفین توسط نرم افزار PetroMod 2012، انجام گرفت. نتایج حاصل از آنالیز های انجام شده بر روی نمونه¬های گرفته‌شده از میادین بی بی حکیمه، گچساران، پازنان، خیرآباد و آغاجاری ومحاسبات انجام شده نشان می دهد که سازند  پابده دارای بلوغ بسیار پائینی است و سازند گورپی محتوای کل کربن (TOC) بسیار پائین و در حد %7/0 دارد که در این حالت شرایط اولیه لازم برای تشکیل مخازن شیل گازی را دارا نمی¬باشند. بررسی پارامترهای ارزیابی برای سایر سازندها نشان می دهد که سازند کژدمی و گدوان هردو دارای شرایط یکسانی ازنظر این پارامتر ها هستند ولی سازند گدوان با توجه به نتایج حاصل از انعکاس ویترینایت، مدل سازی تاریخچه تدفین و نتایج راک ایول، دارای بلوغ حرارتی بالایی است. پس می توان نتیجه گرفت که سازند گدوان با داشتن TOC بالای 1% و بلوغ حداکثر %35/1، نوع کروژن II-III، کانی های شکننده بالای 90%، تخلخل میانگین 7/7 درصد، میانگین آب¬اشباع¬شدگی 42%، میانگین ضخامت 66 متر و میانگین عمق 3623 به‌عنوان مستعد¬ترین سازند شیل گازی در منطقه شناسایی شده است.

 میدان نفتی آزادگان با وسعت تقریبی 900 کیلومترمربع و حجم نفت خام در جای بالغ بر 33 میلیارد بشکه، یکی از میادین فوق عظیم نفتی در حال توسعه جهان می باشد که در جنوب غرب کشور و مجاورت مرز مشترک ایران و عراق واقع شده است. این میدان مشترک در 80 کیلومتری غرب شهر اهواز و در بین میادین نفتی جفیر، دارخوین و یاران، شامل دو بخش شمالی و جنوبی است که سازندهای سروک، کژدمی، گدوان و فهلیان، مخازن مهم تولیدی آن را تشکیل می دهند. سازند سروک به سن آلبین- تورونین، یکى از واحدهاى کربناته گروه بنگستان است که پس از آسماری، مهمترین مخزن هیدروکربنى حوضه زاگرس را تشکیل مى دهد.
در این تحقیق با هدف بررسی و شناسایی زونهای مهم هیدروکربوری میدان نفتی آزادگان و نیز معرفی دو روش مطالعاتی ژئوشیمیایی فلورسانس نفت و کروماتوگرافی گازی در حین فرآیند حفاری، به بررسی و مقایسه سازند سروک بعنوان مهمترین مخزن میدان، در دو چاه قائم و افقی بخش شمالی آن، پرداخته شده است. سپس با استفاده از روشهای ژئوشیمیایی و داده های حفاری چاهها، مطالعه کمی و کیفی زونهای هیدروکربوری سروک انجام گردید.
ارزیابی خرده سنگها و خاصیت فلورسانس نفت خام سنگ مخزن در حین فرآیند حفاری، در برآورد اولیه نشان داده است، سازند سروک در بخش شمالی میدان نفتی آزادگان شامل سیزده زون با سنگ شناسی عمدتاً کربناته بوده که زونهای سوم و ششم و نیز تا حدودی زونهای چهارم و پنجم، دارای پتانسیل تولید از نوع نفت خام می باشند. به همین علت در ارزیابی نهایی با استفاده از روش کروماتوگرافی گازی، به شناسایی و ارزیابی کمی و کیفی دقیقتر زونهای هیدروکربوری تعیین شده، پرداخته شده است.
در نهایت نتایج حاصل از ارزیابی کمی و کیفی فلورسانس نمونه نفت خام و روش کروماتوگرافی گازی، همچنین مقایسه اطلاعات بدست آمده از هر دو چاه مورد مطالعه، نشان از پتانسیل بالای هیدروکربن از نوع نفت خام با چگالی تقریبی 19 الی 20 درجه API در مخزن کربناته سروک از بخش شمالی میدان نفتی آزادگان می دهند. در این میان زونهای سوم و ششم دارای بیشترین پتانسیل تولید نفت خام تقریباً سنگین تخمین زده شده اند که زون ششم به دلیل داشتن ضخامت بیشتر بخش حاوی هیدروکربور، احتمالاً دارای حجم بیشتری از نفت خام خواهد بود.

سیستم نفتی شامل همه فرایندها و عناصری است که حضور آن¬ها برای بوجود آمدن یک تجمع هیدروکربنی در طبیعت ضروری می‌باشد. از این رو مدل‌سازی به منظور درک و پیش‌بینی سیستم نفتی ابزاری بسیار کارآمد محسوب می‌شود. هدف از این مطالعه، مدل¬سازی یک بعدی سیستم¬های نفتی میادین لالی و کارون به منظور تعیین سطح بلوغ، زمان زایش و رانش هیدروکربن از سنگ¬های منشا (پابده و گورپی) در طی زمان می¬باشد. در ابتدا با استفاده از نمودارهای چاه پیمایی، لیتولوژی سازندها برای وارد کردن به نرم¬افزار به صورت کد تعریف شدند. بر اساس نتایج حاصل از پیرولیز راک¬ایول تیپ کروژن سازندها بیشتر از نوع II و II- III می¬باشد. جهت تعیین پتانسیل هیدروکربورزایی سنگ¬منشاء از نمودار تغییرات S2 در مقابل TOC استفاده شده است، این نمودارها نشان دادند که سازندهای ¬ پابده و گورپی در میادین لالی و کارون اکثرا دارای گستره¬ی ضعیف تا نسبتا خوب هستند. جهت تعیین بلوغ سنگ‌منشا، از نمودار Tmaxدر مقابل PI استفاده شده‌است، این نمودار نشان داد که سازندهای پابده و گورپی در میادین لالی و کارون عمدتا در اوایل پنجره نفت‌زایی و به ندرت وارد پنجره نفت‌زایی شده‌اند.
مطالعات پتروگرافی آلی انجام شده بر روی نمونه¬های این میدان نشان داد که، سازندها موجود دارای ویترینایت کمی هستند و بیشتر مواد آلی از لیپتینایت تشکیل یافته¬اند. همچنین در سازند پابده در میدان لالی وجود مقادیری از ترکیبات آلی نابرجا باعث افزایش HI در نمونه¬های این سازند شده است.
جهت تعیین زمان زایش نفت از نمودارهای دمایی(T)، نرخ تبدیل (TR) و انعکاس ویترینایت(Ro) استفاده شد، نمودار نرخ تبدیل نشان داد که، هیچکدام از سازندها در میادین لالی و کارون وارد پنجره نفت‌زایی نشده‌است. با توجه به نمودار انعکاس ویترینایت و دمایی، سازند سروک در چاه شماره 20 میدان لالی در عمق 2600 متری در 13 میلیون سال پیش به دمای لازم برای نفت‌زایی رسیده‌است. سازند‌های پابده، گورپی، ایلام و سروک در چاه‌ شماره 23 میدان لالی در عمق 2200 متری از 14 میلیون سال پیش به دمای لازم برای نفت‌زایی رسیده‌است. با توجه به نمودار انعکاس ویترینایت و دمایی، سازند‌های آسماری، پابده، گورپی، ایلام و سروک در چاه شماره 1 میدان نفتی کارون در عمق 3600 متری در 13 میلیون سال پیش به دمای لازم برای رسیدن به پنجره نفت‌زایی رسیده‌اند. با توجه به نمودار انعکاس ویترینایت و دمایی، سازندهای پابده، گورپی، ایلام و سروک در چاه‌ شماره2 میدان‌نفتی کارون در عمق4200 متری در 13 میلیون سال پیش به دمای لازم نفت‌زایی رسیده‌است.
 

دشت آبادان زون ساختاری واقع در انتهای جنوب¬غربی زاگرس است. کشف منابع جدید هیدروکربوری در دشت آبادان مانند میادین آزادگان، یادآوران و دارخوین در چند سال گذشته و وجود میادین مشترک، بیانگر ضرورت انجام مطالعات جامع¬تر زمین¬شناسی و زمین¬شیمی در این زون ساختاری است. هدف این مطالعه استفاده از داده¬های ایزوتوپی برای مقایسه نفت مخازن مختلف (آزادگان، کوشک، حسینیه، یاران و آب تیمور)، تعیین سنگ منشا مستعد تولید نفت در میادین مختلف و همچنین بررسی نفت¬ها از نظر بلوغ، نوع ماده آلی و محیط رسوبگذاری می¬باشد. در این راستا ابتدا 52 نمونه که شامل 28 نمونه بیتومن و 24 نمونه سنگ منشا بود، برای آنالیز ایزوتوپی کلی (Bulk Isotope) و از بین این تعداد، 49 نمونه برای آنالیز ایزوتوپی ترکیبات خاص (CSIA) انتخاب شدند. نمونه¬های حاصل پس از انجام مراحل مقدماتی تحت آنالیز GC-IRMS قرار گرفتند. بر اساس نتایج آنالیز ایزوتوپی کلی، مواد آلی مولد تمام نمونه¬های نفت در محیط رسوبی دریایی و احیایی و نمونه¬های سنگ منشا بجز نمونه¬های گدوان میادین آزادگان4 و هندیجان6 که در محیط قاره¬ای ته¬نشست کرده¬اند، در محیط حدواسط راسب شده¬اند. از آنجایی که تقریباً اختلاف ایزوتوپی تمام نمونه¬های نفت کمتر از 3‰ است، بنابراین احتمالا همگی جزو یک خانواده¬اند. بر اساس نتایج حاصل از روش آنالیز ایزوتوپی ترکیبات خاص، به دلیل اینکه پروفایلهای ایزوتوپی حاصل، دارای شیب منفی و کمتر از 5‰ می¬باشند، مستعد محیط دریایی و حدواسط هستند. بر اساس اختلاف ایزوتوپی بین این پروفایل¬ها دو گروه قابل مشاهده بوده که تفاوت این دو گروه به دلیل درجه بلوغ متفاوت و یا تفاوت در سنگ منشا است. آنالیز ایزوتوپی ایزوپرنوئید¬هایی همچون پریستان و فیتان نیز نشان¬دهنده تفکیک نفت-های مورد مطالعه به دو گروه مجزا که از مواد آلی تقریباً همگنی زایش یافته¬اند، می¬باشد. انطباق نفت¬ـ¬¬سنگ منشا بیانگر زایش تمامی نفت¬ها از سازند سرگلو و یا سازندی با مشخصات ایزوتوپی این سازند بوده و با جوان شدن سن مخازن به خصوص مخازن سروک احتمال دخالت دیگر سنگ¬های منشا از جمله گرو و کژدمی افزایش می¬یابد. انطباق نفت¬ـ¬نفت نیز بیانگر شباهت بسیار زیاد نفت¬های مورد مطالعه از نظر سنگ منشا و تفاوت آنها در بلوغ و فرایند¬های ثانویه دیگر است. نفت مخزن فهلیان در میدان کوشک به دلیل اینکه پروفایل ایزوتوپی مسطح تری دارد، از مواد آلی دریایی¬تری نسبت به بقیه نمونه¬ها زایش یافته است. به طور کلی می¬توان گفت که مهمترین سنگ منشا در دشت آبادان سازند سرگلو بوده و اکثریت نفت¬های این منطقه متعلق به یک خانواده هستند. در نهایت مقایسه روش¬های BSIA و CSIA نشان داد که نتایج حاصل از این دو روش به هم شباهت داشته ولی دقت روش (CSIA) بسیار بالاتر است.

مقایسه میادین مختلف با استفاده از تاثیر لیتولوژی بر¬خواص ژئوشیمیایی آن‌ها¬، می¬تواند به¬ شناخت هر چه بهتر ژنز و سنگ منشا انجامیده و در ارائه راه‌کارهای مناسب در برنامه‌های اکتشافی و شناخت مخزن مورد استفاده قرار گیرد.
در این مطالعه مخازن آسماری میدان‌های نفتی ¬منصوری¬، اهواز و مارون در فروافتادگی دزفول مورد مطالعه و بررسی قرار داده شد. سپس داده¬های ژئوشیمیایی مربوط به نفت مخازن آسماری با لیتولوژی سنگ منشا آن‌ها مورد مقایسه قرارگرفت. به همین منظور آنالیزهای مقدماتی شامل مراحل آسفالتین گیری و کروماتوگرافی¬ستونی، و هم چنین آنالیز¬های تکمیلی شامل روش‌های کروماتوگرافی¬گازی¬(GC)¬¬¬وکروماتوگرافی گازی طیف سنجی جــرمی(GC-MS) انجام شد ¬که نتایج آن نشان می دهد تاثیر لیتولوژی بر خواص ژئوشیمیایی میدان مارون¬، فراوانی استران C29 نسبت به استران‌های C28 و C27 در نفت‌های این میدان را نشان می‌دهد و در محدوده C14-C20 نفت‌های میدان اهواز بیان می¬شود. و¬ هم‌چنین برای میدان منصوری ترپان‌های سه‌حلقه‌ای C26/C25 در برابر مقادیر بالای C31R/C30Hopan برای آزمایشات ژئوشیمیایی ارائه می¬شود¬. می‌توان بیان کرد که بر اساس داده‌های به دست آمده، نتایج بیان‌گرتاثیر لیتولوژی میادین مذکور بر داده¬های ژئو¬شیمیایی¬می‌باشد. اکثر داده¬ها ثابت می¬کنندکه سنگ منشا هر سه میدان دریایی¬است. ¬البته¬ اختلاف اندک ویژگی¬های ژئوشیمیایی در سه میدان ممکن است به دلیل مسیرهای مختلف مهاجرت، دما و شرایط مخزنی متفاوت باشند¬. اما مطمئنا با توجه به شباهت زیاد داده¬های سنگ‌شناسی منطقه و تطبیق آن بر داده¬های ژئوشیمیایی که به دست آمده می‌توان بر دریایی بودن سنگ منشا و یکی بودن آن در تمام میادین تاکید داشت.
 

 آگاهی از سیستم نفتی و شناخت سنگ های منشا تولید کننده هیدروکربور و خصوصیات نفت و گاز در ساختمان های اکتشاف شده که در ناحیه دشت آبادان واقع شده اند، همواره به عنوان یکی از اهداف اکتشافی مد نظر بوده است. مطالعه جامع ژئوشیمیایی بر روی هیدروکربورهای افق های مخزنی و همچنین سنگ های منشا احتمالی می تواند در شناسایی هر چه بهتر منطقه و در نتیجه پیش بینی اهداف اکتشافی در آینده مفید و کارگشا باشد. هدف از این مطالعه شناسایی سنگ های منشاء احتمالی در میادین یادآوران، دارخوین و امید و همچنین مطالعه نمونه های نفتی میادین یادآوران و دارخوین می باشد. در این مطالعه از داده های راک ایول، GC و GC-MS استفاده شد. داده های راک ایول این میادین نشان می دهد سازند کژدمی بیشترین پتانسیل هیدروکربنی را دارد. بر اساس نمودارTmax در برابر HI و PI سازند پابده، کژدمی وگورپی در این میادین نابالغ، سازند گدوان در چاه های دارخوین 1 و حسینیه 1 در اوایل پنجره نفتی و در بقیه چاه¬ها نابالغ می باشند .سازند گرو و سرگلو در این میادین وارد پنجره نفتی شده اند. بر اساس داده های GC سازند کژدمی کروژن نوع II-III و II و محیط ته نشینی احیایی دارد. سازند گدوان کروژن نوع II و محیط احیایی، گرو نوع II-III و محیط احیایی و سازند سرگلو کروژن نوع II و محیط احیایی دارد. داده¬های GC برای نمونه نفت ها محیط کربناته احیایی و کروژن نوع II را نشان می دهند. نمودار ستاره ای نسبت های آلکان های نرمال نشان می دهد که نفت های مورد مطالعه دارای سنگ منشاء یکسان هستند. بر اساس نمودار سه تایی استران ها  نفت های مطالعه شده دارای محیط ته نشینی بین دریای باز و محیط پارالیک هستند. مقادیر پایین نسبت مورتان به هوپان نشان دهنده ورود کم مواد قاره ای به محیط ته¬نشینی سنگ منشاء نفت ها می باشد. شاخص گاماسران محیط با شوری پایین و نسبت استران به هوپان مواد آلی با منشاء باکتریایی را برای نمونه های نفت نشان می دهند. نسبت هوپان C30/ C29در برابر هوپانC34 /C35 نشان دهنده محیط ته نشینی کربناته برای نمونه های نفت می باشد. نمودار MDBT/MP سنگ منشاء کربناته- مارلی دریایی را برای نمونه های نفت نشان می دهد. در نفت های مطالعه شده با افزایش بلوغ مقدار API افزایش می یابد. بر اساس نسبت¬های بیومارکری شاخص بلوغ ماده آلی بلوغ نفت های مخزن فهلیان بیشتر از مخزن گدوان و سروک می باشد. تولید در اوایل پنجره نفتی  و وجود ترکیبات NSO می تواند از دلایل سنگینی نفت های سروک  باشد. نفت های مطالعه شده دارای سن ژوراسیک و اوایل کرتاسه می باشند که به احتمال زیاد سازند گرو منشاء اصلی آنها می باشد. همچنین احتمالا مهاجرت نفت های سازند سوله ی عراق به سن ژوراسیک پایانی و اوایل کرتاسه، معادل با سازند گرو و سازند یاماما به سن کرتاسه پایینی، معادل با فهلیان در شارژ میادین نفتی ایران نقش داشته است.

برای کاهش ریسک حفاری مطالعات شیمیایی از اولین برنامه ها در بررسی های اکتشافی می باشند. هدف از این مطالعه ارزیابی ژئوشیمیایی سنگ های منشا احتمالی در میادین امید، دارخوین و خرمشهر می باشد. در این مطالعه تعداد 65 نمونه خرده حفاری حاصل از 5 حلقه چاه اکتشافی شماره های 1، 2، 3 میدان نفتی دارخوین و چاه های اکتشافی شماره 1 از هر کدام از میادین نفتی امید و خرمشهر مورد آنالیز ژئوشیمیایی قرار گرفت. جهت مطالعه تکمیلی بر روی سازندهای مورد مطالعه، نمونه هایی از سازندهای سرگلو، گرو، گدوان و کژدمی توسط دستگاه کروماتوگرافی گازی مورد آنالیز قرار گرفتند. سازند  گرو، دارای کروژن نوع II ومخلوطی از کروژن نوع II و III، سازند گدوان در میادین مورد مطالعه، دارای کروژن نوع II و III وVI را نشان می دهند که غالب آنها کروژن نوع VI می باشد. سازند کژدمی در میادین مورد مطالعه، غالباً کروژن نوع II می باشد. همچنین در سازند گورپی در میادین مورد مطالعه، کروژن غالب نوع III می باشد. در مقطع مورد مطالعه در سازندهای گدوان و گورپی، از شمال شرق به جنوب غرب دشت آبادان، تغییر محسوسی در نوع کروژن دیده نشد. همچنین در مقطع مورد مطالعه در سازند کژدمی (از شمال شرق به جنوب غرب دشت آبادان) تغییر کروژن از نوع III به II مشاهده می شود. در نهایت می توان نتیجه گرفت که سازند گرو با داشتن پتانسیل هیدروکربن زایی مناسب و بلوغ کافی به عنوان سنگ منشا اصلی بوده و سایرسازندها علی رغم داشتن پتانسیل مناسب به دلیل بلوغ پایین، نقش چندانی در هیدروکربن زایی میادین مورد مطالعه نداشته¬اند.
در میادین مورد مطالعه، کروژن غالب سازندهای گرو، گدوان، کژدمی و گورپی به ترتیب از نوع II، IV، IIو III می باشند.
 

سیستم نفتی شامل همه فرایندها و عناصری است که حضور آن¬ها برای بوجود آمدن یک تجمع هیدروکربنی در طبیعت ضروری می‌باشد. از این رو مدل‌سازی به منظور درک و پیش‌بینی سیستم نفتی ابزاری بسیار کارآمد محسوب می‌شود. هدف از این مطالعه، مدل¬سازی دو بعدی سیستم¬های نفتی میادین آغاجاری و پازنان به منظور تعیین سطح بلوغ، زمان زایش و رانش هیدروکربن از سنگ¬های منشا (پابده، کژدمی و گرو) در طی زمان می¬باشد. در ابتدا با استفاده از داده¬های گرافیک ول لاگ و نرم¬افزار Rockwork مقطعی به طول 124 کیلومتر رسم گردید. داده¬های دمایی ته¬چاه با استفاده از فرمول Waples تصحیح و لیتولوژی سازندها برای وارد کردن به نرم¬افزار به صورت کد تعریف شدند. سازند پابده در میادین پازنان و آغاجاری با داشتن TOC = %1 - %5 و HI = 400 – 500 mgHC / gr TOC یک سنگ منشا با توان هیدروکربور¬زایی عالی محسوب می¬شود. سازند کژدمی یک سنگ منشا‌ بسیار غنی از مواد آلی (TOC = %1 - %4) و توان هیدروکربورزایی نسبتاً‌ خوب (HI = 400 – 300 mg HC /gr TOC) با Tmax بین 447-435 درجه سانتیگراد و انعکاس ویترینایت 7/0 تا 1 درصد در مرحله کاتاژنز قرار دارد و یک سنگ منشا فعال محسوب می¬شود. سازند گرو با داشتن کربن آلی متغیر (TOC = 0/5 – 1/5) و شاخص هیدروژن کم (HI < 200 mg HC /gr TOC) یک سنگ منشا ضعیف را تداعی می¬کند و احتمالاً علت آن تاثیر بلوغ می¬باشد (Ro=1-1/3). بر اساس اطلاعات دمایی و انعکاس ویترینایت مقدار جریان حرارتی در میادین آغاجاری و پازنان در محدوده 54-46 mW/m2 محاسبه شده که این مقدار در حواشی و مرز بین دو میدان نسبت به سایر قسمت¬های میادین بیشتر می¬باشد.
سازند پابده، در قسمت¬های کناری میادین آغاجاری و پازنان به ترتیب حدود 6-5 و 7-6 میلیون سال پیش وارد پنجره نفت¬زایی شده است (انعکاس ویترینایت 48/0 الی 55/0 درصد و نرخ تبدیل (Transformation Ratio, TR) بالای 10 درصد) و در قسمت¬های میانی میدان نفتی آغاجاری وارد پنجره نفت¬زایی نشده است ولی در بخش میانی میدان پازنان سنگ منشا پابده حدود 3 الی 5 میلیون سال پیش وارد پنجره نفت¬زایی شده است. سازند کژدمی، در مرکز میادین آغاجاری و پازنان به ترتیب حدود 20- 18 و 26-24 میلیون سال پیش(انعکاس ویترینایت 55/0 الی 6/0 درصد و TR بالای 10 درصد) و در حاشیه حدوداً 24-25 و 30-28 میلیون سال پیش وارد پنجره نفت¬زایی شده است و در زمان حال در پیک پنجره نفت¬زایی قرار دارد (انعکاس ویترینایت 7/0 الی 85/0 درصد و TR بالای 50 درصد). رانش نفت از سنگ منشا کژدمی در قسمت¬های میانی میادین آغاجاری و پازنان به ترتیب 8 -6 و 10-8 میلیون سال پیش و در حواشی به ترتیب 10 -8 و 11-10میلیون سال پیش شروع شده است (انعکاس ویترینایت 65/0 درصد و TR بالای 30 درصد).
سنگ منشا گرو، در مرکز میادین آغاجاری و پازنان به ترتیب حدود 93-91 و 96-94 میلیون سال پیش و حاشیه این میادین به ترتیب 98-96 و 96-94 میلیون سال پیش وارده پنجره نفت¬زایی شده است (انعکاس ویترینایت 5/0 درصد و TR بالای 10 درصد). رانش نفت از سنگ منشا گرو، در مرکز میادین آغاجاری و پازنان به ترتیب حدود 25- 23 و 35-33 میلیون سال پیش و در کناره¬های این میادین به ترتیب 45 و 45-40 میلیون سال پیش شروع شده است. در زمان حال سنگ منشا گرو، در میادین مذکور در آستانه پنجره گاز¬زایی قرار دارد (انعکاس ویترینایت 1 الی 2/1 درصد).
به طور کلی میزان بلوغ از قسمت شمال¬غربی میدان آغاجاری به طرف مرکز این میدان کاهش و از مرکز میدان به طرف مرز دو میدان افزایش و دوباره از مرز بین دو میدان به طرف مرکز میدان پازنان کاهش، و از مرکز به طرف حاشیه افزایش می¬یابد.
 

میدان نفتی آزادگان با حجم در¬¬جای نفت بالغ بر 33 میلیارد بشکه و وسعتی در حدود 900 کیلومتر مربع، از جمله میادین فوق¬عظیم نفتی در حال توسعه جهان، در 80 کیلومتری جنوب¬غرب اهواز واقع شده است. بالای 80 درصد نفت این میدان در مخزن سروک با لیتولوژی کربناته قرار دارد. مطالعات پتروفیزیکی در مخازن نفتی کربناته به دلیل متغیر و غیرقابل پیش¬بینی بودن خصوصیات پتروفیزیکی این مخازن از اهمیت بالایی برخوردار است. در این مطالعه مخزن سروک در میدان نفتی آزادگان مورد بررسی پتروفیزیکی و ژئوشیمیایی قرار گرفته است. هدف این پژوهش، مطالعه ژئوشیمیایی نفت مخزن سروک، همراه با بررسی روند تغییرات پارامترهای اساسی پتروفیزیکی نظیر حجم شیل، تخلخل کل، تخلخل مفید، اشباع آب، حجم هیدروکربن قابل جابجایی، سطوح تماس سیالات و در نهایت زون بندی این مخزن می¬باشد.
بر این اساس جهت بهینه سازی اشباع آب و تخلخل مفید محاسبه شده بطور هم زمان دو روش ارزیابی قطعی و احتمالی استفاده گردید و ضمن مقایسه مقادیر بدست آمده، روش احتمالی بعنوان ابزار تفسیر استفاده گردید. اشباع آب با روش¬های مختلف محاسبه و مشخص شد که در زون¬های با حجم شیل بالا روش ایندونزیا نسبت به روش آرچی مقادیر دقیق¬تری را ارائه می¬نماید ولی پاسخ این دو روش در زون های تمیز یکسان است. جهت بدست آوردن مقدار بهینه ضریب سیمان¬شدگی در فرمول آرچی، بطور هم زمان از سه روش پیکت، شل و بورآیی استفاده گردید و ضمن مقاسیه مقادیر بدست آمده روش بورآیی انتخاب گردید.
نکته مهم در این پژوهش انجام آنالیز حساسیت¬سنجی جهت بررسی تاثیر حدود برش برای تخلخل و اشباع آب در میدان مورد مطالعه می¬باشد که برخلاف Master Development Plan (MDP) ارائه شده جهت توسعه این میدان (حدود برش را به صورت یکجا برای کل میدان حساب می¬کند)، بصورت ناحیه¬ای محاسبه گردید و در نهایت نتایج حاصله منجر به تولید صیانتی از این مخزن خواهد شد. با مطالعه نمودارهای پتروفیزیکی و نتایج آزمایش مکرر سازند، سطح تماس آب و نفت در عمق 2893.5 متری و گرادیان فشار نفت و آب به ترتیب معادل 0.394 و 0.51 پام بر فوت (psi/ft) تعیین شد. براساس نسبت DBT/Phen و C29/C30 Hopane نفت¬های موجود در مخزن سروک در یک محیط دریایی از سنگ¬های با لیتولوژی کربناتی منشا گرفته¬اند. نسبت¬های Sterane/Hopane و Terrigenous/Aqueous Ratio (TAR) مخلوطی از مواد آلی جلبکی و باکتریایی را در محیط ته¬نشینی سنگ¬های منشا نشان می¬دهند هر چند در بخش¬های شمالی میدان میزان مشارکت مواد آلی باکتریایی افزایش می¬یابد. مطالعات سنی نفت¬ها با استفاده از نمودار ایزوتوپ 13C در برابر Pr/Ph و بیومارکرهای مختلف مانند تری¬سیکلیک¬ترپان و الئنان سنگ¬های منشا قدیمی¬تر از کرتاسه را معرفی می¬کند. استفاده از نسبت‌‌های به دست آمده بر مبنای واکنش‌های ایزومریزاسیون و اپیمریزاسیون استران‌های C29 و هوپان C32 برای تعیین بلوغ نشان می‌دهد نفت مخزن سروک در اوایل پیک زایش نفت (Peak Oil Window) قرار گرفته¬است.
در نهایت براساس پارامترهای محاسبه شده سازند سروک به 13 زون تقسیم شد و از میان آنها زون¬های 3، 5 و 6 بهترین زون¬های مخزنی معرفی شدند. ضخامت مفید، میانگین تخلخل مفید، میانگین اشباع آب و نسبت ضخامت مفید به کل برای هر زون محاسبه گردید و براساس نتایج حاصل روند میانگین اشباع آب از جنوب به شمال میدان افزایش و روند میانگین تخلخل مفید از جنوب به شمال میدان کاهش نشان می¬دهد. براساس داده¬های ژئوشیمیایی نفت مخزن سروک از سنگ¬های منشائی با لیتولوژی کربناته و به سن قدیمی¬تر از کرتاسه بوجود آمده¬اند.

 

یافتن روش¬های کاربردی به منظور کاهش هزینه¬های اکتشافی و صرفه¬جویی در وقت، می¬تواند کمک موثری در اکتشاف منابع هیدروکربنی داشته باشد. اکتشاف منابع هیدروکربنی نیازمند مطالعه و بررسی دقیق سنگ منشا می-باشد. محتوای کربن آلی و بلوغ حرارتی مهم¬ترین فاکتورهای ژئوشیمیایی جهت ارزیابی سنگ منشا محسوب می-شوند. در سنگ¬های منشا دارای مقدار کافی ماده آلی، بلوغ حرارتی مهم¬ترین پارامتر جهت تولید اقتصادی هیدروکربن به شمار می¬رود. بلوغ حرارتی در واقع یک شاخص برای تعیین حداکثر دمایی است که سازند طی مراحل مختلف هیدروکربن¬زایی به آن رسیده است. این پارامتر می¬تواند از روش¬های ژئوشیمیایی مختلفی تخمین زده شود. در این مطالعه از ضریب انعکاس ویترینایت و Tmax به منظور تعیین بلوغ حرارتی سازند کژدمی در میدان جفیر (دشت آبادان) استفاده شده است. با در نظر گرفتن اهمیت بلوغ حرارتی و کمبود داده‌های مربوطه در مناطق اکتشافی، توسعه یک روش نوین برای تخمین مستقیم این پارامتر از لاگ¬های چاه¬پیمایی و داده¬های لرزه¬ای هدف این مطالعه قرار گرفت. در این روش ابتدا با استفاده از لاگ¬های چاه¬پیمایی نوترون، مقاومت، صوتی و چگالی، بلوغ حرارتی با بکارگیری تابع شاخص بلوغ در محل چاه¬ها (3چاه) محاسبه و سپس مقادیر شاخص محاسبه شده به عنوان ورودی آنالیز چند نشانگری برای بدست آوردن رابطه منطقی با نشانگرهای لرزه¬ای مورد استفاده قرار گرفت.
در این مطالعه وارون¬سازی داده¬های لرزه¬ای براساس الگوریتم برپایه مدل به خاطر دقت بالا صورت گرفت و امپدانس صوتی حاصله به عنوان نشانگر بیرونی، به منظور تخمین شاخص بلوغ بکار برده شد. امپدانس صوتی بالاترین ضریب همبستگی را با شاخص بلوغ نشان داد و به عنوان بهترین نشانگر انتخاب گردید. در نهایت شاخص بلوغ با ضریب تطابق 95% توسط نشانگرهای لرزه¬ای تخمین زده شد. نتایج این مطالعه می¬تواند جهت ارزیابی تغییرات بلوغ حرارتی سازند کژدمی به عنوان سنگ منشا احتمالی، در حجم داده¬های لرزه¬ای 3D موجود و همچنین تعیین مکانهای مناسب به منظور نمونه¬برداری بعدی برای انجام آنالیزهای آزمایشگاهی ژئوشیمیایی مورد استفاده قرار بگیرد. علاوه بر این مقادیر بلوغ اندازه¬گیری شده می¬تواند با دقت بالاتری به نقاطی از میدان که امکان حفاری در آن وجود نداشته، تعمیم داده شود.
محاسبات نشان دادند که سازند کژدمی در میدان نفتی مورد مطالعه با مقادیر شاخص بلوغ بین 8 تا 11 در محدوده پنجره نفتی قرار گرفته است. همچنین مقاطع شاخص بلوغ بدست آمده از داده¬های لرزه¬ای بیانگر آنند که سازند کژدمی در یال¬های جنوبی تاقدیس¬ها به خاطر عمق تدفین بیشتر نسبت به سایر قسمت¬ها از نظر پختگی از بلوغ بالاتری برخوردار می‌باشند.
 

دشت آبادان در جنوب¬غرب ایران واقع شده و شامل نواحی شمالی خلیج فارس می¬شود. این حوضه رسوبی بعد از فروافتادگی دزفول بزرگترین تجمع نفتی ایران را دارا می¬باشد. این مطالعه با هدف تعیین خصوصیات ژئوشیمیایی ماده آلی موجود در سازندهای سرگلو، گرو، گدوان، کژدمی، گورپی و پابده و نیز ارزیابی پتانسیل هیدروکربن¬زایی آن¬ها به عنوان سنگ¬های منشاء احتمالی در دشت آبادان انجام شده است. براساس نمودار ون¬کرولن کروژن
نمونه¬های سازند سرگلو به طور عمده نوع II¬ تعیین شده است، که بیانگر شرایط احیایی، احیایی دریایی با فراوانی مواد آلی جلبکی در محیط رسوبگذاری است. سازند سرگلو میادین نفتـی آزادگان و دارخوین با توجه به مقادیر بالای مواد آلی موجود در آن دارای توان هیدروکربنی خوب تا خیلی¬خوب
می¬باشد و بر اساس نمودار شاخص هیدروژن (HI) به Tmax این سازند به عنوان سنگ منشا احتمالی در میدان نفتی دارخوین و آزادگان با رسیدن به مرحله کاتاژنز توانسته¬اند در مسیر بلوغ حرارتی قرار بگیرد و در تولید نفت شرکت داشته باشد. با توجه به پارامترهای کمیت ماده آلی و بلوغ، سازند گرو میادین جفیر و دارخوین دارای مقادیر TOC و Tmax بالایی بوده و وارد پنجره نفتی شده¬اند. این سازند در میدان نفتی آزادگان بدلیل داشتن مقادیر Tmax پایین احتمالا نقشی در هیدروکربور¬زایی نداشته است. در این مطالعه بیشترین میزان محتوای کل کربن آلی (TOC) سازند کژدمی، در میادین ماهشهر و هندیجان به ترتیب با میانگین 4/3% و 3/3% تعیین شده است، این مطلب بیانگر پتانسیل هیدروکربن¬زایی خیلی¬خوب این سازند در میادین مذکور
می¬باشد. محتوای شاخص هیدروژن (HI) و شاخص اکسیژن (OI) کروژن ماده آلی این سازند را در محدوده کروژن¬های نوع II و II-III و در برخی از میادین IIS تا II-III قرار می¬دهد و بر اساس کیفیت ماده آلی نیز دارای پتانسیل تولید نفت و گاز می¬باشد. همچنین بیانگر رسوبگذاری سازند کژدمی در شرایط احیایی تا محیط¬های حدواسط است. در نهایت می¬توان گفت سازند کژدمی در میادین آبتیمور، جفیر، سپهر، امید، اروند، خرمشهر، ماهشهر و چاه شماره 7 میدان آزادگان با داشتن خصوصیات سنگ منشا از لحاظ مقدار ماده آلی و حضور در پنجره نفت¬زایی به عنوان سنگ منشا در محدوه زایش نفت محسوب می¬شوند و در مابقی میادین بدلیل پختگی کمتر، سنگ منشا نابالغ در نظر گرفته می¬شوند. بر اساس نتایج بدست آمده از سازندهای گدوان، گورپی و پابده میادین نفتی دشت آبادان می¬توان نتیجه گرفت که بیشترین میزان محتوای کل کربن آلی (TOC) سازند پابده، در میادین بندکرخه و آبتیمور با میانگین 12/2% و 46/2% می¬باشد، این مطلب بیانگر پتانسیل هیدروکربن¬زایی خیلی¬خوب این رسوبات است. همچنین بیشترین میزان ماده آلی کل سازند گورپی و گدوان به ترتیب در میدان اروند و سپهر با میانگین 21/1% و 44/1% می¬باشد. شاخص هیدروژن و شاخص اکسیژن در تمام میادین، ماده آلی موجود در سازندهای گورپی و گدوان را کروژن¬های نوع III و کروژن نمونه¬های پابده را تلفیقی از نوع III و II-III معرفی
می¬نماید و براساس کیفیت ماده آلی نیز دارای پتانسیل تولید گاز و مقدار جزئی نفت می¬باشند. در نهایت سازندهای گرو و سرگلو با توجه به مقادیر نسبتاً بالای مواد آلی و بلوغ کافی بجزء میادین غربی (سهراب، یاران، آزادگان، کوشک و حسینیه) به عنوان سنگ¬های منشا احتمالی نفت در میادین نفتی دشت آبادان محسوب می¬شوند در نتیجه احتمالا سازندهای یاماما و سوله¬ی عراق مخازن این میادین (سهراب، یاران، آزادگان، کوشک و حسینیه) را شارژ
می¬کنند. همچنین با توجه به اینکه سازند کژدمی نیز از لحاظ بلوغ حرارتی از سازندهای گرو و سرگلو تبعیت می¬کند، می¬توان نتیجه گرفت در میادینی که (آبتیمور، سپهر، امید، خرمشهر، ماهشهر) سازند کژدمی در محدوده نفت¬زایی قرار دارد به احتمال فراوان سازند گرو که از لحاظ عمقی حدود 800-1000 متر عمیق¬تر می¬باشد در پنجره نفتی قرار گرفته است.

 

چکیده:
هدف از این مطالعه مقایسه نفت¬های افق¬های مختلف میادین نفتی دشت آبادان و همچنین شناسایی سنگ¬های¬منشا احتمالی از پارامترهای بیومارکری استفاده شده¬است. همچنین از این بیومارکرها جهت تعیین نوع ماده آلی، محیط ته¬نشست و بلوغ ماده آلی بدست آمده از آنالیز تکمیلی کروماتوگرافی گازی – طیف سنجی جرمی می¬باشد. بدین منطور 50 نمونه سنگ¬منشا احتمالی پابده، کژدمی، گدوان، گرو و سرگلو از میادین نفتی آزادگان، حسینیه، کوشک، دارخوین، خرمشهر، اروند، هندیجان، سپهر، جفیر، آب¬تیمور، امید و بندکرخه و 50 نمونه نفت از مخازن گورپی، ایلام، سروک، کژدمی، داریان، گدوان و فهلیان از میادین نفتی آزادگان، حسینیه، کوشک، هندیجان، سپهر، ماهشهر و آب¬تیمور مورد آنالیز دستگاه GC-MS قرار گرفتند. پارامترهای Sterane/Hopane،C23 Tricyclic Terpan/C30 Hopane؛ و شاخص گاماسران نشان داد که بیشتر نمونه سنگ¬های منشا پابده، کژدمی، گدوان، گرو و سرگلو در میادین نفتی آزادگان، حسینیه، کوشک، دارخوین، خرمشهر، اروند، هندیجان، سپهر، جفیر، آب¬تیمور، امید و بندکرخه ماده آلی نوع II و II/III می¬باشد. توزیع استران¬های C27، C28 و C29، نسبت هوپان¬های C35S/C34S، C29/C30 Hopane، C31R/C30Hopane، C26/C25، نشان می¬دهد که رسوبات مورد مطالعه از نوع کربناته و شیلی دریایی هستند. نسبت¬های بلوغ بیومارکری شامل C32 22S/(22S+22R)، ،C29ββ/(ββ+αα) C2920S/(20S+20R)، Ts/(Ts+Tm)، C29TS/(C29Ts+C29hopane) نشان می¬دهند که نمونه¬های سازند پابده؛ کژدمی و برخی نمونه¬های سازند گدوان در میادین آزادگان، حسینیه و کوشک در محدوده نابالغ (Immature) بوده در حالی که سازند کژدمی در میادین سپهر، امید، جفیر و خرمشهر و سازند گرو و سرگلو در محدوده پنجره نفتی قرار دارند. نمونه¬های نفت مخازن فهلیان، گدوان، داریان، کژدمی، سروک، ایلام و گورپی با توجه به پارامترهای Sterane/Hopane؛ C23 Tricyclic Terpan/C30 Hopane، وشاخص گاماسران ماده آلی نوع II و II/III را نشان می¬دهند. توزیع استران¬های C27، C28 و C29، نسبت هوپان¬های C35S/C34S، C29/C30 Hopane، C31R/C30Hopane، تری¬ترپان¬های سه حلقه¬ایی C26/C25، نشان می¬دهد که رسوبات مورد مطالعه از نوع کربناته – مارنی و شیلی دریایی هستند. نسبت¬های بلوغ بیومارکری شامل C32 22S/(22S+22R)، C29 ββ/(ββ+αα)، C29 20S/(20S+20R)، Ts/(Ts+Tm)، C29Ts/(C29Ts+C29hopane) Moretane/Hopane و نشان می¬دهند که در محدوده پنجره نفتی و پیک زایش نفتی قرار دارند. نفت مخازن میادین نفتی دشت آبادان از نظر نوع ماده آلی در یک دسته، ماده آلی باکتریایی و احیایی قرار دارند ولی از نظر بلوغ در دو دسته: بلوغ بالاتر (مخازن فهلیان، گدوان و کژدمی) و بلوغ پایین¬تر (سروک، ایلاو و گورپی) تقسیم می¬شود. با توجه به تطابقی که از لحاظ بلوغ حرارتی بین نفت های مورد مطالعه و سازندهای گرو و کژدمی در ایران و سازندهای یاماما و سولی در عراق صورت گرفت می¬توان گفت که: سازند گرو در ایران و سازندهای یاماما و سولی در عراق از لحاظ بلوغ حرارتی توانایی تولید چنین نفت هایی را دارند. سازند کژدمی در برخی از میادین با داشتن بلوغ لازم برای تولید نفت سنگین احتمالا تاثیر عمده ای در سنگینی نفت مخازن سروک و ایلام داشته است
 

 دشت آبادان زون ساختاری واقع در انتهای جنوب¬غربی زاگرس است. هدف از این مطالعه بررسی ژئوشیمیایی سازندهای سرگلو، گرو، گدوان و کژدمی به عنوان سنگ¬های منشا احتمالی و تعیین مشارکت این سازندها در هیدروکربورزایی، مطالعه نفت¬های موجود در مخازن (سروک، گدوان، فهلیان) دشت آبادان و تعیین پارامترهای نوع ماده آلی، بلوغ، بررسی ارتباط ژنتیکی بین نفت¬ها و تطابق نفت¬ها با سازندهای مورد مطالعه می¬باشد. در این مطالعه 37 نمونه از سنگ¬های منشا احتمالی مورد آنالیز پیرولیز کروماتوگرافی گازی، 73 نمونه بیتومن و 35 نمونه نفت مورد آنالیز کروماتوگرافی گازی قرار گرفتند. نمودار Pr/nC17 در مقابل Ph/nC18 و پارامترهای Pr/Ph، CPI، Waxiness، TAR حاکی از کروژن نوع III و II-III، محیط ته¬نشست احیا تا نیمه¬اکسیدان و بلوغ پایین سازند پابده و گورپی می¬باشند. همچنیین این پارامترها بیانگر ماده آلی دریایی سازند گدوان و مخلوط ماده آلی دریایی و خشکی سازند کژدمی، گرو و سرگلو می¬باشند. بلوغ سازند کژدمی از حد نابالغ تا بالغ تغییر می-کند، به طوریکه بیشترین بلوغ مربوط به آزادگان شمالی، سپهر، آب تیمور، امید، ماهشهر و پایین¬ترین بلوغ این سازند مربوط به آزادگان جنوبی و هندیجان می¬باشد. سازند گدوان در محدوده پنجره نفت قرار دارد، بیشترین بلوغ این سازند در آزادگان و کم¬ترین بلوغ در میدان هندیجان می¬باشد. بیشترین بلوغ سازند سرگلو در میدان دارخوین و جفیر و پایین¬ترین بلوغ مربوط به میدان هندیجان و آزادگان جنوبی است. بررسی نمونه¬های نفت با استفاده از آنالیز کروماتوگرافی گازی بیانگر سنگ منشا با ماده آلی دریایی و محیط ته¬نشست احیایی سنگ منشا نفت تمام مخازن دشت آبادان است. باتوجه به تغییرات بلوغ، مخازن دشت آبادان در دو گروه با بلوغ بالا (مخزن فهلیان، کژدمی و گدوان) و بلوغ پایین (مخزن ایلام، سروک و داریان) دسته¬بندی شدند. نتایج آنالیزهای تکمیلی (GC)، پارامترهای Pr/Ph، CPI، Waxiness، TAR نشان دادند که نفت مخزن سروک می¬تواند از مراحل اولیه بلوغ و زایش نفت، سنگ منشا باشد، به همین دلیل بلوغ پایین¬تری نسبت به مخزن فهلیان و گدوان دارد، همچنین احتمالا سازند کژدمی در میادین با بلوغ بالا در شارژ نفت مخزن سروک مشارکت داشته است. به علت بلوغ پایین سازند گرو و سرگلو در بخش غربی دشت آبادان و تشابه نفت مخازن آن با نفت حوضه Mesopotamian عراق احتمال مشارکت سازند سلی و یاماما در تولید نفت مخازن این بخش وجود دارد. باتوجه به بلوغ بالای سازند کژدمی در بخش شرقی دشت آبادان می¬توان نتیجه گرفت که سازند گرو در این بخش به بلوغ کامل رسیده باشد و مخازن این بخش را شارژ کرده است. The Abadan plain is located in the most extreme south west of Zagros. The purpose of this study was to geochemically investigate the formations of Garau, Sargelu, Kazhdumi and Gadvan as a potential source rocks. Also to determine the involvement of these formations in hydrocarbon- prodution, examine the existing oils in the reservoirs (Sarvak, Fahliyan, Gadvan) of Abadan plain, specify the type of organic matter, maturity, and to investigate the genetic relationship between oils and their probable source rocks. In this study, 37 samples were pyrolized simultaneously along with gas chromatography (PY-GC), 73 samples of bitumen and 35 samples of oil were also analyzed by GC. The Pr/nC17 diagram against Ph/nC18 and parameters of Pr/Ph، CPI، Waxiness، TAR indicate that the depositional environment was semi-oxidant with low maturity Kerogens of Type III and mixed type II-III of pabbdeh and Gurpi formations. Also, these parameters represent marine organic matter of Gadvan Formation and a mixture of marine and terrestrial organic matter of Kazhdumi, Garau and Sargelu formations. The maturity of Kazhdomi Formation varies between immature to mature, such that the highest maturity was seen in the north Azadegan, Sepehr, AbTeimor, Omid, Mahshar oil fields, whereas in the south Azadegan and Hendijan oilfield the maturity of this formation is low. Maturity of Gadvan Formation is in the range of the oil window, while its highest maturity is in the Azadegan and the lowest in the Hendijan oil fields. The highest maturity of Sargelu Formation is in the Darkhoein and Jufair oil fields while the lowest maturity is obtained in the Hendijan and south Azadegan oilfields. The gas chromatography of oil samples indicate that in all the Abadan plain reservoirs their organic matter source was of marine origin. Given the maturity variation, the Abadan plain reservoirs can be classified in two groups: highly matured ( Fahlyian, Gadvan and Kazhdumi) and with low maturity (Sarvak, Darian and Ilam). The said GC parameters indicate that the oil in the Sarvak reservoir may be in the early stages of maturity and ha lower maturity in compare to Fahyian and Gadvan reservoirs. Also, it is likely that the Kazhdomi Formation in more mature reservoirs has played a role in charging Sarvak reservoir. Due to the low maturity of Garau and Sargelu formations in the western Abadan plain, and similarity of oils with that of Iraqi Mesopotamian basin, it can be concluded that, the Sulay and Yamama formations must have charged western part reservoirs of Abadan Plain. On the other hand since, Kazhdumi Formation is matured, therefore, Garau Formation must have been fully matured and has charged the reservoirs with hydrocarbons in the eastern part of Abadan Plain.