Главная – Журналы – Геология и геофизика 2020 номер 7

Геохимические характеристики нефти и газа являются важнейшим параметром при разработке месторождений углеводородов. В настоящем исследовании представлена попытка расшифровать необычное распределение составов нефти Бангестан (мелового возраста) в пределах месторождения Ахваз на юго-западе Ирана с использованием теста SARA и методов газовой хроматографии и масс-спектрометрии (GC-MS) на отобранных образцах нефти. Результаты показали, что все изученные нефти являются парафинистыми. Углеводородные индикаторы, такие как отношения трициклических тритерпанов C₂₂/C₂₁ (высокие), C₂₄/C₂₃ и C₂₆/C₂₅ (низкие), гопанов C₃₁R/C₃₀ (высокие) и отношение C₂₅/C₂₆ в сравнении с отношением C₂₅/C₂₆ тет, показали, что эти нефти были генерированы карбонатно-мергелистыми породами. Высокое значение отношения насыщенных углеводородов к ароматическим в образцах нефти может быть связано с продолжительным периодом ее миграции или высокой степенью ее зрелости. Вариации биомаркеров показывают, что нефтематеринские породы накапливались в морских условиях. Наблюдаемый тренд зрелости нефти дает хорошую корреляцию с преобладающим геотермальным градиентом и возможными разломами в фундаменте и системами трещин. Возрастающая степень зрелости нефти в восточной части месторождения может быть связана с аномалией теплового потока. По-видимому, область вокруг скважины С (область скважин С, D или Е) может считаться петрохимическим разделителем флюидов для двух частей месторождения. Поэтому можно сделать вывод, что наблюдаемая петрохимическая закономерность является сложным откликом на несколько факторов, таких как наличие палеовыступа, наличие разломов в фундаменте, нефтематеринские породы, системы трещин и вариации геотермального градиента в этом глубинном коллекторе.