بررسی ارتباط بین افق مخزنی خامی در میادین چیلینگر و گرنگان در فروافتادگی دزفول جنوبی با استفاده از روش‌ ژئوشیمی سطحی

مقدمه

کشف منابع جدید هیدروکربنی و افزایش بازده تولید منابع قدیمی، از دغدغه‌های اساسی تولیدکنندگان نفت و گاز در جهان بوده و هست‌. تا اوایل دهۀ 1940 میلادی، بیشتر حفاری‌های نفتی در محل‌هایی انجام می­شد که تراوش­های سبک و سنگین هیدروکربنی به­وضوح­ مشاهده می­شدند (Link 1952; MacGregor 1993). چشمه‌های هیدروکربنی به تراوش­ها و تجمع‌های­ محلی از هیدروکربن‌های سبک و در صورت وجود مخزن زیرسطحی، هیدروکربن‌هایی با وزن مولکولی بالا گفته می‌شود (Alizadeh 2022). نیاز فراوان جهان به انرژی، با آغاز قرن بیستم باعث شد تا کشف و استخراج نفت، که در گذشته تجربی و بر پایۀ مشاهدۀ آثار وجود نفت در سطح و حفاری‌های پراکنده بود، به­سمت مطالعه و روش‌های علمی سوق پیدا کند (Tedesco 2017). روش‌های ژئوشیمی سطحی از اوایل دهۀ 1930 ارائه شدند و­ برخی از شرکت‌های نفتی به­منظور اکتشاف منابع نفتی از آنها استفاده کردند. ژئوشیمی سطحی، شاخه‌ای از ژئوشیمی آلی است که نشت‌های هیدروکربنی تراوش­یافته به سطح از یک تجمع عمیق‌تر را به­صورت ­مستقیم و غیرمستقیم مطالعه می­کند­ ­ (Alizadeh et al. 2020 b). پی‌جویی به روش سطحی در ایران نیز، از سال 1393 و از سوی شرکت انرژی­پژوهان آریانا به اجرا در آمده و توسعه یافته است. با گذشت بیش از هفت دهه بهره‌برداری نفت از­ میدان­های حوضۀ زاگرس، لزوم مدیریت و استفادۀ صحیح از نفت باقی­ماندۀ مخازن روز به روز بیش‌تر احساس می‌شود. برای تولید و پیشبرد برنامه‌های ازدیاد برداشت،­ باید اطلاعات میدان­ها کامل باشد تا حداکثر بازدهی حاصل شود.­ میدان­های چیلینگر و گرنگان که در این پژوهش­ مطالعه شده‌اند، در بخش جنوبی فروافتادگی دزفول قرار دارند. این دو میدان همجوار با فاصلۀ کمی قرار دارند و به­وسیلۀ یک ساختار زین اسبی [1]از یکدیگر جدا می‌شوند. مطالعات مخزنی در این دو میدان، بیانگر ارتباط مخزن خامی پایینی و بالایی و اتصال دو میدان با یکدیگر است (NISOC Report 2019). این مهم به­جهت برنامه‌ریزی‌ توسعۀ دو میدان، نیاز‌مند مطالعات دقیق است. تبیین و اثبات ارتباط مخزنی بین این دو میدان از اهمیت بســزایی برخوردار است و در­نهایت به شــناخت دقیق مخزن و درک صـحیح از چگونگی پر­شـدن مخزن منجر می‌شـود. بررسی ارتباط این دو ساختار با استفاده از روش ژئوشیمی سطحی، به شناسایی مناطقی از مخزن منجر می­شود که دارای ارتباط ضعیفی با دیگر بخش‌هاست. با تکمیل این تحقیق، ارتباط این دو میدان­ بررسی می­شود و نیز محدوده‌هایی که تمرکز بالای هیدروکربنی دارند، با صرف هزینه‌های بسیار کمتر نسبت­به حفاری اکتشافی، مشخص می­شود (Alizadeh 2022). مطالعات مختلفی در بخش‌های ژئوشیمی سنگ منشأ، ویژگی‌های مخزنی و ساختمانی بر­ میدان­های چیلینگر و گرنگان از سوی محققان انجام شده است ( Kamali et al. 2013; Mousavi et al. 2010; Taghizadeh et al. 2023). دانشمندان پیشگام توسعۀ روش‌های سطحی، لابمایر (Laubmeyer 1933) در آلمان، سوکولوف (Sokolov 1935) در شوروی سابق و روزیر و هورویتز (Rosaire 1938; Horvitz 1939) در آمریکا بودند. آنها با استفاده از روش‌هایی مانند استخراج گاز‌های هیدروکربنی جذب­شده از نمونه‌‌های سطحی و تطابق بین هیدروکربن‌های سطح و میدان­های­ نفت و گاز، روش‌هایی را ثبت کردند (Jones and Drozd 1983).

بسیاری از­ میدان­های بزرگ جهان با استفاده از روش‌های ژئوشیمیایی کشف شده‌اند (Alizadeh et al. 2020 b). محققانی مانند (Yuing et al. 2021; Zhong et al. 2024) ساختار‌هایی را در خشکی و دریا­ مطالعه کرده­‌اند. پژوهش حاضر اولین مطالعۀ ژئوشیمی سطحی­ میدان­های چیلینگر و گرنگان است. پیش‌تر (Alizadeh et al. 2020b; Alizadeh et al. 2022; Khaleghi et al. 2018) ساختار‌هایی را مورد پی‌جویی ژئوشیمی سطحی قرار دادند. در این مطالعه، از روش گاز خاک استفاده شده است. این روش، جزء روش‌های مستقیم ژئوشیمیایی دسته‌بندی می‌شوند. بهره‌گیری از نتایج این پژوهش، کمک شایانی به مدیریت تولید، برداشت اصولی از میدان­ها، کاهش ریسک حفاری و پیشبرد برنامه‌های توسعۀ میدان می­کند.

زمین‌شناسی منطقۀ ­مطالعه­شده

جنوب غرب کمربند زاگرس که به­عنوان فروافتادگی دزفول از آن نام‌ برده می‌شود، حجم عظیمی از نفت و گاز ایران را در خود جای داده است (Motiei 1993). تعدد رسوبات غنی از مواد آلی، که توانایی زیادی در تولید هیدروکربن دارند، سبب شده است تا حجم زیادی از نفت زایش­یافته در سازند‌های سنوزوئیک و مزوزوئیک منطقه ذخیره شود (Alizadeh et al. 2020 a). فروافتادگی دزفول ازطریق گسل هندیجان‌ ‌بهرگانسر به دو بخش شمالی و جنوبی تقسیم می‌شود (Berberian and King 1981; Verges et al. 2024) و میدان­های چیلینگر و گرنگان در بخش جنوبی این منطقه قرار دارند. این ناحیه دارای ساختمان‌های زیر‌سطحی متعددی است که در بیشتر آنها هیدروکربن فراوانی تجمع یافته و ابرمیدان‌هایی همچون گچساران، بی‌بی­حکیمه و پازنان را ایجاد کرده است. از طرفی به­دلیل فعالیت تکونیکی فراوان در برخی ساختار‌ها و افق‌های مخزنی دیگر، نفت­ برداشت­شدنی وجود ندارد (Alizadeh et al. 2020 a).­ میدان­های چیلنگر و گرنگان، دو میدان مجاور هم­اند که در بین­ میدان­های گچساران در شمال، بی‌بی­حکیمه در جنوب و در امتداد میدان چهاربیشه قرار دارند. دو گسل تراستی­ میدان­های چیلینگر و گرنگان را از میدان گچساران و بی‌بی‌حکیمه در شمال و جنوب تفکیک می‌کنند و امتداد این دو میدان منطبق با روند عمومی چین‌خوردگی‌های زاگرس است (Momeni 2017). مخزن نفتی­ میدان­های چیلینگر و گرنگان در گروه خامی طبقه‌بندی می‌شود. بر پایۀ گزارش­های شرکت ملی مناطق نفت­خیز جنوب، مخزن خامی بالایی و پایینی در این دو میدان با هم ارتباط دارند و دارای نفت سیاه­اند (NISOC Report 2019). میدان چیلینگر، تاقدیسی نامتقارن است. بر­اساس اطلاعات چاه‌های حفاری­شده، بخش غربی میدان چیلینگر تحت تأثیر بلندای قدیمه خارک‌‌‌‌میش قرار گرفته و بخش درخور توجهی از سازند‌های گورپی، پابده و گروه بنگستان را فرسایش داده است (NISOC Report 2019; Taghizadeh et al. 2024). تاقدیس و میدان گرنگان­ در امتداد میدان چیلینگر و در جنوب شرق میدان گچساران قرار گرفته­اند و همان­طور که اشاره شد، یک ساختار زین‌اسبی،­ میدان­ها­ را از یکدیگر جدا می‌کند. تصور می‌شود که شیل‌های سرگلو به سن ژوراسیک بالایی و سازند گرو به سن کرتاسۀ سنگ منشأ تولید­کنندۀ نفت مخازن گروه خامی­اند. سازند سرگلو­ شامل مواد آلی نوع ІІ است و در منطقۀ لرستان تا دشت آبادان و بخش شمالی فروافتادگی دزفول گسترش دارد (Rudkiewicz et al. 2007; Bordenave 2008; Aqrawi and Badics 2015; Alipour 2024). رخساره‌های غنی از مادۀ آلی این سازند به­صورت جانبی به­سمت شرق به رخسارۀ کربناته تبدیل می‌شود و سازند سورمه را ایجاد می‌کند (James and Wynd 1965; Motiei 1993). سازند گرو به سن بریازین سنومانین شامل سنگ‌آهک‌های دارای مادۀ آلیِ آمورفِ دریایی نوع ІІ و غنی از گوگرد است (Zeynalzadeh et al. 2018; Alipour 2024). بلوغ حرارتی و تاریخچۀ تدفین سازند گرو به­دلیل نوع مواد آلی شباهت زیادی به سازند سرگلو دارد (Abeed et al. 2011; Khani et al. 2018). سازند گرو نیز به­صورت جانبی در شرق به سازند آهکی فهلیان و در غرب به سازند یاماما تبدیل شده است. هیدروکربن‌های زایش­یافته از هر دو سازند سرگلو و گرو به­صورت جانبی مهاجرت می­کنند و در ساختار‌های منطقه تجمع می‌یابند (Bordenave and Hegre 2010). دو سیستم هیدروکربنی ذکر­شده به­وسیلۀ سازند تبخیری هیث از یکدیگر جدا می‌شوند. بر پایۀ اطلاعات فشار مخزن و ژئوشیمیایی، مخزن خامی بالایی و پایینی در­ میدان­های چیلینگر و گرنگان با هم در ارتباط­اند و سازند هیث جدا‌کنندۀ این دو افق از یکدیگر نیست (NISOC Report 2019). اولین حفاری‌ها در میدان چیلینگر در سال 1303 و در میدان گرنگان طی سال 1344 انجام شد که به­دلیل نبود تولید اقتصادی در دو افق آسماری و بنگستان، ادامۀ حفاری‌ها متوقف شد. در سال 1353 با حفر چاه شمارۀ 3 چیلینگر و چاه شمارۀ 2 گرنگان، وجود نفت در مخزن خامی­ میدان­ها­ اثبات شد. سازند فهلیان و سورمه، افق‌های بهره‌ده در این دو میدان­اند.

شکل1- موقعیت منطقۀ­ مطالعه­شده در حوضۀ زاگرس و فروافتادگی دزفول جنوبی (Hassanpour et al. 2018)

(a)، نقشۀ زمین‌شناسی منطقه و­ میدان­های چیلینگر و گرنگان (با تغییرات از نقشۀ100.000/1 گچساران) (b)­

Fig 1- Location of studied area in Zagros Zone and south Dezful embayment (Hassanpour et al. 2018) (a), geological map of Chilingar and Garangan oilfields (modified from 1:100.000 map of Gachsaran) (b)

­مواد و روش‌ها

اکتشاف به روش ژئوشیمی سطحی به دو گروه مستقیم و غیر‌مستقیم تقسیم‌بندی می‌شوند. در تکنیک‌ مستقیم، مقدار غلظت اصلی هیدروکربن‌های نشت­یافته به سطح اندازه‌گیری می‌شود. تکنیک غیرمستقیم نیز، آثار جانبی وجود هیدروکربن و واکنش‌های خاک را با هیدروکربن‌ بررسی می­کند (Tedesco 1995). اساس پی‌جویی‌های سطحی بر پایۀ چند قاعدۀ کلی است. این اصل پذیرفته شده‌ است که تجمعات هیدروکربنی دینامیک­ و تمامی پوش‌سنگ‌ها در بهترین حالت نیز دارای نشت­اند (Dembicki 2017)­. همچنین این مهاجرت به سطح، عمودی است. هیدروکربن‌های نشت­یافته به سطح به­صورت چشمه و ریز‌چشمه‌های هیدروکربنی نمود می‌یابند و تغییراتی را در محیط نزدیک به سطح ایجاد می‌کنند. این تغییرات قابل شناسایی و نقشه‌برداری­اند و به یک تجمع زیرسطحی ارتباط داده می­شوند (Schumacher 1996). همان­طور که گفته شد در این پژوهش، از دو تکنیک گازخاک جدایش با اسید[2] و آنالیز فلورسانس[3] استفاده شده است. هر دو روش ناهنجاری‌های سطحی مرتبط با تجمعات زیرسطحی هیدروکربنی را شناسایی کردند که نشان‌دهندۀ کاربرد آنها در اکتشاف هیدروکربن است (Schumacher 1996).

نمونه‌برداری بر­اساس خطوط ژئوفیزیکی موجود انجام شد. برای پوشش بهتر منطقه و افزایش دقت، مسیر‌های جدیدی در بین خطوط ژئوفیزیکی طراحی شد (شکل 2). سطح خاک در محل نمونه‌برداری باید دست­نخورده، فاقد پوشش گیاهی و بدون هیچ عامل جابه‌جا­کنندۀ خاک (مانند جادۀ خاکی، مسیر رودخانه) باشد. بعد از تعیین محل نمونه‌برداری، چاهکی با عمق 20 تا 25 سانتی‌متر حفر­ و حدود 250 گرم خاک درون پاکت استریل ریخته‌ شد. پاکت‌ها در کول باکس قرار داده­ و به آزمایشگاه منتقل ‌شد. درمجموع­ ۱۵۴ نمونه خاک از ۳۵ خط جمع‌آوری شد. آنالیز استخراج اسیدی برای اندازه‌گیری هیدروکربن‌های سبک (C₁–C₅) آزاد­شده از­طریق واکنش با اسید هیدروکلریک انجام شد. در این آزمایش مقدار 50 گرم نمونه‌خاک بدون رطوبت به ارلن آزمایشگاهی منتقل شد­ و در معرض اسید هیدروکلریک قرار گرفت. پس از واکنش اسید با کربنات­های موجود در خاک، هیدروکربن‌های به دام افتاده در بین ذرات خاک آزاد ‌شدند. گاز‌های آزاد­شده در کیسۀ مخصوص[4] جمع­ و به دستگاه کروماتوگرافی گازی تزریق شد. در آنالیز فلورسانس برای اندازه‌گیری هیدروکربن‌های آروماتیک چند حلقه‌ای (PAHs)[5]، ابتدا به­وسیلۀ سوکسیله[6]، ترکیبات هیدروکربنی، از خاک استخراج شده است؛ سپس با انجام کروماتوگرافی مایع هیدروکربن‌های آروماتیک چند حلقه‌ای از باقی هیدروکربن‌ها تفکیک شده است؛ سپس با استفاده از کروماتوگرافی مایع با کارایی بالا [7](HPLC) و تحریک [8]UV مقدار هر­یک از ترکیبات آروماتیک دو حلقه‌ای و سه‌حلقه‌ای مشخص ‌شد. دستگاه کروماتوگرافی گازی استفاده­شده، از نوع Agilent DBV-SIX با ستون 30 متری غیر قطبی بوده است که از هلیوم به­عنوان گاز حامل استفاده شد. آنالیز فلورسانس نیز با دستگاه HPLC با نام تجاری Agilent 1100 با آشکارگر فلورسانس انجام شد که دارای ستونی 250 میلی‌متری است و از اتانول به­عنوان فاز متحرک استفاده شد. کلیۀ آزمایش­ها با استفاده از تجهیزات شرکت انرژی­پژوهان آریانا انجام شد.

شکل2- نقشۀ زمین‌شناسی منطقۀ­ مطالعه­شده و گسل‌های اصلی منطقه به‌همراه خطوط نمونه‌برداری خاک که خطوط نمونه‌برداری بر­اساس عملیات ژئوفیزیکی با رنگ سبز و خطوط جدید طراحی‌شده مابین‌ آنها با رنگ قرمز مشخص شده است.

Fig 2-The Geological map of the studied area and the main faults of the region, along with soil sampling lines. The sampling lines based on geophysical operations are marked in green, and the newly designed lines between them are marked in red.

نتایج و بحث

پایان مسیر مهاجرت هیدروکربن سطح زمین در نظر گرفته می‌شود و همان­طور که گفته شد، در صورت وجود یک ذخیرۀ بالقوه، هیدروکربن‌ها راهی برای رسیدن به سطح پیدا خواهند کرد. ترکیبات سبک و سنگین برای رهایی از فشار زیاد لایه‌های زیرین زمین، سریع­ترین مسیر مهاجرت، که همان مسیر‌ عمودی است، را برای رسیدن به فشار کمتر طی می‌کنند (Levorsen 1967). سطوح لایه‌بندی، گسل‌ها و شکستگی‌ها، حرکت هیدروکربن‌ها را آسان­تر‌ می‌کنند (Dembicki 2017). در صورت­ حضورنداشتن گسل و یا شکستگی در منطقه، عمدۀ مهاجرت به­صورت عمودی خواهد بود. در مناطق دارای ذخایر گاز و نفت، هیدروکربن‌های سبک در زمینۀ سنگ و رسوب یافت خواهند شد و در صورتی که یک ذخیرۀ زیرسطحی اقتصادی وجود داشته باشد، مقدار این ترکیبات به­طبع­ بیشتر از دیگر مناطق است. برای بررسی وضعیت ارتباط این دو ساختار، در صورتی که در حدفاصل بین دو میدان، مقدار آنومالی‌های ثبت­شده همانند مناطق قرا­رگرفته بر­ تاقدیس زیاد و دارای مقادیر نزدیک باشند­، چنین برداشت می­شود که این دو ساختار دارای ارتباط هیدروکربنی­اند.

نتایج آنالیز جدایش با اسید و تعیین نوع و منشأ هیدروکربن‌های گازی

غلظت بالای متان در خاک نشانگر یک تجمع هیدروکربنی است و در صورتی که مقدار متان بسیار بالا باشد، یک ذخیرۀ ‌گازی را نشان می­دهد. البته این نکته که حضور متان­ منشأ بیوژنیک[9] نیز دارد، باید مد­نظر قرار داده شود. در صورتی که مقدار ترکیبات سنگین‌تر (C₂₊) نیز بیشتر شود، می­تواند مبین یک ذخیرۀ هیدروکربنی مایع باشد (Etiope 2015; Jones et al. 2000). مقادیر غلظت هیدروکربن‌های سبک متان، اتان پروپان و بوتان با دستگاه کروماتوگرافی گازی اندازه‌گیری شده‌اند. به کمک این مقادیر و محاسبۀ نسبت‌های استاندارد، منشأ هیدروکربن‌های نشت­یافته به سطح­ بر­اساس نوع سیال (گاز، میعانات ‌گازی و نفت) پیش‌بینی می­شود (Etiope 2015). مطالعات Pixler در سال 1969 نشان داد نسبت گاز متان به گاز‌های هیدروکربنی سنگین‌تر، نشانگر مخزن نفتی است. غلظت گاز متان در مقابل اتان (C₁/C₂) و اتان در مقابل پروپان (C₂/C₃) بر­اساس میزان تأثیرپذیری از مدت­زمان و مسافت مهاجرت عمودی از مخزن به سطح، بیانگر نوع هیدروکربن موجود در مخزن است؛ به­طوری که با افزایش این نسبت، نوع سیال مخزنی از محدودۀ مایع به گاز تغییر می‌کند. طبق مطالعات پیشین، در صورتی که نسبت گاز متان‌ به اتان بین 4 الی 10 باشد، منشأ هیدروکربن‌ها نفت است. این مقدار برای میعانات گازی بین 10 تا 20 خواهد بود. همچنین مقادیر بین 20 الی 100 مبین گاز خشک است. مقادیر بیشتر از 100 نیز زیستی­بودن منشأ هیدروکربن‌های موجود در خاک را آشکار می‌­کند (Pixler 1969). نتایج داده‌های گاز متان در مقابل اتان، محدودۀ میدان­های­ چیلینگر و گرنگان نشان می‌دهند بیشتر ترکیبات موجود در نمونه‌های سطحی برداشت­شده، منشأ مرتبط با نفت دارند (شکل3a ). برای بررسی مقدار هیدروکربن‌های نشت­یافته به ناحیۀ بین دو میدان (روی ساختار زین‌اسبی)، از مقادیر متان در برابر اتان استفاده شد (شکل3 b). همان­طور که مشاهده‌ می‌شود، نمونه‌های این بخش نیز در محدودۀ نفتی و نسبتی مشابه با نمونه‌های برداشت­شده از روی میدان­ها­ را دارد. مقدار نسبت اتان در مقابل پروپان برای نمونه‌های با منشأ نفت، بین 1 الی 5/2 و برای میعانات 5/2 الی 4 است. بر این اساس مقدار نسبت اتان در مقابل پروپان در نمونه‌های واقع بر­ بستگی ساختمانی میدان­ها­،­ معرف یک تجمع نفتی‌ است (شکل4 a). همچنین با قراردادن مقادیر اندازه‌گیری­شده، نمونه‌های محدودۀ بین دو میدان در نمودار، تشابه و یکسان­بودن منشأ ترکیبات را در کل منطقۀ مطالعه­شده نشان می‌دهد (شکل4b ‌‌).

شکل3- مقدار متان(C₁) در مقابل اتان (C₂) نمونه‌های برداشت­شده از روی­ میدان­های چیلینگر و گرنگان تجمع زیرسطحی نفت را نشان می‌دهد (a)، مقدار متان (C₁) در مقابل اتان (C₂) نمونه‌های برداشت­شده از محدودۀ زین اسبی بین دو میدان نیز تشابه با ­میدان­ها­ را نشان می­دهد (b)، (با تغییرات از Pixler 1969)­

Fig 3- The amount of methane (C₁) versus ethane (C₂) in samples collected from the Chilingar and Garangan oilfields indicates subsurface oil accumulation (a). The amount of methane (C₁) versus ethane (C₂) in samples collected from the saddle area between the two fields also shows similarities with the oilfields (b). (Adapted from Pixler 1969).

شکل4- مقدار اتان(C₂) در مقابل پروپان (C₃) نمونه‌های برداشت­شده از روی­ میدان­های چیلینگر و گرنگان تجمع زیرسطحی نفت را نشان می‌دهد (a)، مقدار اتان(C₂) در مقابل پروپان (C₃) نمونه‌های برداشت­شده محدودۀ زین اسبی بین دو میدان تشابه با ­ میدان­ها­ را نشان می‌دهد (b)، (با تغییرات از Pixler 1969).

Fig 4- The amount of ethane (C₂) versus propane (C₃) in samples collected from the Chilingar and Garangan oilfields indicates subsurface oil accumulation (a). The amount of ethane (C₂) versus Propane (C₃) in samples collected from the saddle area between the two fields also shows similarities with the oilfields (b). (Adapted from Pixler 1969).

علاوه بر مقدار و نسبت هیدروکربن‌های سبک گازی، از نمودار نسبت C₁/(C₂+C₃) در مقابل نسبت  C₂/(C₃+C₄)برای شناسایی منشأ هیدروکربن با دقت بیشتر استفاده می‌شود (شکل5). بر این اساس، بیشتر نمونه‌های برداشت­شده از روی ساختار چیلینگر و گرنگان در محدودۀ نفتی و برخی در محدودۀ گاز‌ و میعانات قرار گرفته‌اند (شکل5 a). مقادیر این نسبت برای نمونه‌های برداشت­شده از حدفاصل بین دو میدان نیز مبین منشأ یکسان و تشابه آنها با نمونه‌های­ میدان­هاست (شکل5 b).

شکل5- نمودار نسبت C₁/(C₂+C₃) در برابر نسبت C₂/(C₃+C₄) نمونه‌های برداشت­شده از روی­ میدان­های چیلینگر و گرنگان تجمع عمدۀ نفت را نشان می‌دهد (a)، نمودار نسبت C₁/(C₂+C₃) در برابر نسبت C₂/(C₃+C₄) نمونه‌های برداشت­شده از محدودۀ زین‌اسبی بین دو میدان نیز تشابه با میدان­ها­ را نشان می‌دهد (b)­ ( با تغییرات از Thaduju et al. 2012).

Fig 5- The plot of C₁/(C₂+C₃) ratio versus C₂/(C₃+C₄) in samples from the Chilingar and Garangan oilfields indicates subsurface oil accumulation (a), The plot of C₁/(C₂+C₃) ratio versus C₂/(C₃+C₄) in samples from the saddle area between the two fields also shows similarities with the oilfields (b), (Adapted from Thaduju et al. 2012).

 مخازن هیدروکربنی بر­اساس نسبت استاندارد C₃/C₁×1000 به گروه‌های مختلف مخزنی دسته‌بندی می­شوند. مخازن هیدروکربنی با تجمع گاز خشک بین 2 تا20، محدودۀ ۲۰ الی ۶۰ نشان‌دهندۀ تجمع میعانات گازی و یا نفت‌ـ‌گاز در مخازن است. در­نهایت مخازن هیدروکربنی با تجمع نفتی مقادیری در محدودۀ 60 الی 500 از نسبت ذکرشده را دارند (Jones et al. 2000). درنهایت با درون‌یابی[10] به روش Natural- Neighbor، تغییرات این نسبت در محدودۀ ­مطالعه­شده به دست آمد. بر­اساس این نقشه، نتیجه گرفته می­شود که در محدودۀ مابین­ میدان­ها­ نیز مقدار نسبت C₃/C₁×1000 همانند مناطق روی میدا‌ن‌ها، آنومالی‌های مشابهی‌ داشته است و در محدودۀ نفتی قرار دارد (شکل6).

شکل6- نقشۀ تغییرات نسبت C₃/C₁×1000 نمونه‌های سطحی به روش Natural-Neighbor در محدودۀ­ مطالعه­شده

Fig 6- Variations Map of C₃/C₁×1000 value of surface samples from the Chilingar and Garangan oilfields with the Natural-Neighbor method.

 نتایج آنالیز فلورسانس و پیش‌بینی کیفیت هیدروکربن

بعد از استخراج ترکیبات هیدروکربنی از خاک، ترکیبات آروماتیک تجزیه و تحلیل می­شوند. در این بین، آروماتیک‌‌های دو حلقه‌ای (نفتالین) و سه حلقه‌ای (فنانترن) اهمیت بیشتری‌ دارند. غلظت این آروماتیک‌ها و شدت فلورسانس‌ آنها، بیانگر هیدروکربن‌های مایع موجود در رسوبات است. در صورتی که غلظت آنها به­اندازۀ کافی بالا باشد، برای­ پیش‌بینی شاخص سبکی و کیفیت نفت (API) مخازن به کار می­رود. برای این منظور، از نسبت R₁ استفاده می‌شود که تغییرات طیف فلورسانس ترکیبات را نشان می‌دهد. Ratio₁ یا R₁؛ نسبت انتشار 360 نانومتر در برابر 320 نانومتر، با تهییج به­وسیلۀ نور ماورا بنفش تعریف می‌شود و از­طریق رابطۀ 1 ­ به دست می‌آید (Barwise and Hay 1996; Brooks et al. 1986):

R₁= 3-Ring Intensity/ 2-Ring Intensity  رابطۀ 1:

در این رابطه از نسبت شدت فلورسانس ترکیبات 3 حلقه‌ای در برابر 2 حلقه‌ای، به ترتیب فوق استفاده می‌شود. به کمک این نسبت، API سیال مخزن­ از داده‌های سطحی پیش‌بینی می­شود (Barwise and Hay 1996)؛ از این رو برای پیش‌بینی مقدار API نفت موجود در مخزن به کمک مقادیر شاخص R_1، از رابطۀ 2­ استفاده می‌شود:

Inferred API= -10.1×R₁+59.8   رابطۀ 2:

مطالعات (1996)Barwise & Hay و Barwise et al. (1996) نشان می‌دهد مقادیر کمتر از 5/1 نسبت R₁بیانگر هیدروکربن‌های سبک و میعانات گازی است. در صورتی که مقدار این نسبت در نمونه بین 5/1 الی 4 باشد، منشأ ترکیبات نفت است. نفت‌های سنگین، مقداری بین 4 الی 10 را نمایش می‌دهند. مقادیر بیشتر از 10 نسبت R₁، آلوده­بودن نمونۀ سطحی و یا تجزیه­شدن ترکیبات آروماتیک را نشان می‌دهد. مقدار نسبت ترکیبات 3 حلقه‌ای در برابر 2 حلقه‌ای نمونه‌های برداشت­شده از روی ساختمان میدان­های چیلینگر و گرنگان نشان می‌دهد عمدۀ ترکیبات مهاجرت­یافته به سطح، منشأ نفتی و نفت سبک دارند.

بر­اساس روابط 1 و 2، مقدار API استنتاجی، رابطۀ عکس با نسبت R₁ دارد. مقایر کمتر از 5/1 نسبت R₁ بیانگر˚API بالا و نفت سبک و باکیفیت خواهد بود و بلعکس­ مقادیر بیشتر از 5/1 نسبت ذکر­شده، بیان‌کنندۀ˚API و کیفیت پایین هیدروکربن‌ها هستند (Barwise et al. 1996). مقدارAPI˚ محاسبه­شدۀ نمونه‌های خاک به­طور میانگین برابر با 31 API˚ برای میدان گرنگان و 39 API˚ برای میدان چیلینگر است (شکل7 a). مقادیر نسبت ذکر­شده برای نمونه‌های سطحی برداشت­شده در حدفاصل بین دو میدان نیز در محدودۀ نفت سبک، میعانات گازی و نفت قرار گرفته‌‌اند. میانگین شاخص API محاسبه­شده برای نمونه‌های میانۀ میدان­های 36 API˚ است (شکل 7 b‌). کیفیت نفت خام تولیدی­ میدان­ها­ نیز­ به­طور متوسط ‌38API˚ است (Alizadeh et al. 2020 a) که با مقدار متوسط به دست آمده از نمونه‌های سطحی مطابقت دارد و کیفیت بالای نفت مخزن را تصدیق می‌کند. ترسیم نقشۀ تغییرات این پارامتر‌ها، نقاط دارای غلظت بالای ترکیبات آروماتیک (به­خصوص ترکیبات دو حلقه‌ای) را نشان­ و به­صورت تصویری نمایش می­دهد. مقدار API استنتاجی نمونه‌ها به کمک نرم‌افزار ArcGIS با روش Natural-Neighbor درون‌یابی شد. بر این اساس، مشاهده می‌شود که بخش‌ میانی دو میدان نیز، مقادیر­ مشابهی با بستگی میدان­ها دارد (شکل8). این‌چنین استنباط می­شود­ مناطقی که مقادیر بالاتری از API˚ را نمایش می‌دهد، مقدار ترکیبات نفتالن نشت­یافتۀ آن بیشتر است. با توجه به رابطۀ 1 و 2 که در بالا بیان شد، افزایش مقدار ترکیبات دو حلقه‌ای به کاهش نسبت R₁ منجر می‌­شود و درنهایت مقدار API˚ را بالاتر نشان می‌دهد که بیان‌کنندۀ نفت سبک با کیفیت بالا خواهد بود. وجود مقادیر بالای ترکیبات نفتالنی، بیان‌کنندۀ یک تجمع هیدروکربنی پر‌فشار است که پیوسته به سطح مهاجرت می‌کنند.

شکل7- مقادیر API استنتاج­شده از آنالیز فلورسانس در برابر نسبت R₁ نمونه‌های سطحی برداشت­شده از روی حدود­ میدان­های چیلینگر و گرنگان تجمع زیر‌سطحی گاز، نفت سبک و نفت را نشان می‌دهد

(a)، مقادیر API استنتاج­شده از آنالیز فلورسانس در برابر نسبت R₁ نمونه‌های سطحی برداشت­شده از محدودۀ زین‌اسبی بین دو میدان نیز، تشابه با میدان­ها را نشان می‌دهد (b) (با تغییرات از Barwise and Hay 1996).

Fig 7- API values ​​derived from fluorescence analysis versus R₁ ratio of surface samples taken from the boundaries of the Chilingar and Garangan oilfields indicate subsurface accumulations of gas, light oil and oil (a), API values ​​derived from fluorescence analysis versus R₁ ratio of surface samples taken from the saddle area between the two fields also indicate similarities with the oilfields (b) (Adapted from Barwise and Hay 1996).

شکل8- نقشۀ تغییرات مقدار API استنتاجی نمونه‌های سطحی با روش Natural-Neighbor میدان­های چیلینگر و گرنگان

Fig 8- Variation Map of the inferred API variations in surface samples using the Natural Neighbor method for the Chilingar and Garangan fields.

نمودار هیستوگرام، فراوانی نمونه‌ها را بر­اساس مقادیر نسبت R₁ نیز نشان می‌دهد. از بین 154 نمونه برداشت­شده، 52 نمونه در محدودۀ نفت سبک تا میعانات گازی‌ قرار دارند. 66 نمونه در محدودۀ نفت دسته‌بندی شده و مبین حضور هیدروکربن‌هایی با API بالا در مخزن است. این مهم همان­طور که قبلاً ذکر شد، نشان‌دهندۀ سازگاری نتایج سطحی با مقادیر واقعی میدان­هاست. 15 نمونه نیز در محدودۀ نفت سنگین قرار و از نفت اندک و غیراقتصادی افق‌های کم‌عمق‌تر منشأ­ گرفتند. صحت‌سنجی این نکته نیازمند آنالیز‌های تکمیلی مانند ایزوتوپ کربن است. از بین تمامی نمونه‌ها، 21 نمونه دارای مقادیر غیرنرمال نسبت R₁ و بیانگر تجزیۀ ترکیبات و یا آلودگی‌های سطحی است (شکل9).

شکل9- هیستوگرام نسبت R₁ در نمونه‌های محدودۀ­ مطالعه­شده

Fig 9- Histogram of the R₁ ratio in the samples of the study area­

نتیجه‌

در این مطالعه، میدان­های چیلینگر و گرنگان واقع در فروافتادگی دزفول جنوبی با هدف بررسی مقدار هیدروکربن‌های نشت­یافته به رسوبات سطحی و مطالعۀ ارتباط مخزنی دو میدان، ازلحاظ ژئوشیمی سطحی بررسی شدند. نمونه‌های خاک برداشت­شده به دو روش جدایش با اسید و فلورسانس­ آزمایش شدند. نتایج آنالیز جدایش با اسید نشان داد که مقادیر اندازه‌گیری­شده نسبت گاز متان در برابر اتان (C₁/C₂) و اتان در برابر پروپان (C₂/C₃) نشان می‌دهد که منشأ هیدروکربن‌های نشت­یافته به سطح، مخزنی با سیال نفت است. محدودۀ مابین دو میدان نیز دارای غلطت­ مشابهی با محدودۀ میدان­هاست و هیدروکربن‌های آن منشأ نفتی دار­د. برای بررسی دقیق‌تر، از نمودار استاندارد نسبت C₁/(C₂+C₃) در مقابل نسبت  C₂/(C₃+C₄) استفاده شد. نتایج به دست آمده نشان داد منشأ بیشتر ترکیبات هیدروکربنی، نفت است. با درون‌یابی بین نتایج نسبت استاندارد C₃/C₁×1000 تمامی نمونه‌ها، محدودۀ بین دو میدان دارای آنومالی‌های بالا­ و نشان‌دهندۀ نفتی­بودن ترکیب عمدۀ مخازن زیر­سطحی است. نتایج آنالیز فلورسانس نیز نشان می‌دهد مقدار گرانش API استنتاج­شده از نسبت آروماتیک‌های سه در مقابل دو حلقه‌ای و نسبت R₁، نشان می‌دهد کیفیت هیدروکربن بالا و مخزن دارای نفت و میعانات است. تغییرات پارامتر‌های درون‌یابی­شده، حضور گسل‌های اصلی منطقه و اثر گسل شمالی‌‌ـ‌‌جنوبی در غرب میدان گرنگان و تراست شمالی هر دو میدان را تأیید می‌کند. مناطقی که مقادیر بالای API را نمایش‌می‌دهند، بیانگر نشت بیشتر ‌هیدروکربن و تجمع بالای ترکیبات هیدروکربنی ‌است. API اعلام­شدۀ ‌نفت خام (NISOC Report 2019) میدان­ها نیز مشابه با مقادیر استنتاج­شده است. مناطق اطراف چاه‌های تولیدی میدان چیلینگر به­دلیل افت فشار ناشی از برداشت از مخزن، مقادیر کمتری از شاخص API استنتاجی را در نقشه‌های درون‌یابی­شده نشان می‌دهد. نتایج هر دو آنالیز انجام­شدۀ این مطالعه، احتمال حضور هیدروکربن ‌مایع را در حدفاصل بین دو میدان ­­نشان می‌دهد. همچنین نتایج حاصل­شده، احتمال ارتباط دو میدان را از­طریق ساختار زین‌اسبی بین دو میدان،­ مثبت می‌داند.

تشکر و سپاسگزاری

نویسندگان این مقاله از همکاری‌های بی‌دریغ شرکت انرژی­پژوهان آریانا کمال تشکر را دارند. همچنین از همکاری شرکت ملی مناطق نفت­خیز جنوب، به­ویژه مهندس هاشم صراف‌دخت و مدیریت اکتشاف شرکت ملی نفت ایران سپاسگزاری می‌کنند.

[1] Saddle

[2] Acid Extraction

[3] Fluorescence analysis

[4] Tedlarbag

[5] Poly Aromatic Hydrocarbons

[6] Soxhlet Extractor

[7] High Performance Liquid Chromatography

[8] Ultra Violet

[9] Biogenic

[10] Interpolation