چکیده:

بررسیهای ژئوشیمیایی(راک اول- بیومارکر- ایزوتوپ کربن) برروی سنگ منشا احتمالی کپه داغ شرقی نشان می‌دهد که سازند های کشف رود و چمن بید، با توجه به نوع و بلوغ ماده آلی می‌توانند از سنگهای مادر منطقه محسوب شوند. سازند کشف رود با کروژنی از نوع دلتایی- دریایی در مرحله تولید گاز خشک قرار دارد، در حالیکه سازند چمن بید با کروژنی با منشا دریایی-کربناته در انتهای نفت زایی و در ابتدای تولید گاز تر می‌باشد. آنالیز های بیو مارکر و ایزوتوپ نشان می‌دهد که تغذیه مخزن مزدوران توسط سازند کشف رود بوده و منشا هیدروکربنها در مخزن شوریجه در نتیجه زایش مواد آلی از سازند چمن بید می‌باشد.

مطالعات ایزوتوپی و بیومارکری نشان می‌دهد که بخش مهم سولفید هیدروژن در مخزن مزدوران بر اثر احیای ترموشیمیایی سولفات (واکنش بین متان وانیدریت موجود در سازند کربناته مزدوران) بوجود آمده است. این سولفید هیدروژن با عث ترش شدگی در مخزن مزدوران شده است. مخزن شوریجه دارای لیتولوژی ماسه سنگی به همراه ترکیبات آهن دار فراوان و دارای درصد کمتری انیدریت در میان لایه های خود نسبت به سازند مزدوران است.پس سولفید هیدروژن کمتری تولید شده و آن نیز با آهن موجود در مخزن واکنش داده و بصورت پیریت رسوب کرده است. یعنی سنگ مخزن مانند یک فیلتر سبب حذف سولفید هیدروژن از مخزن گردیده است.

فهرست مطالب

عنوان                                                                                      صفحه

فصل اول: مقدمه ……………………………………………………………. 1

فصل دوم: زمین شناسی منطقه کپه داغ …………………………………… 2

2-1-مقدمه ………………………………………………………………………………………. 2

2-2-محل و موقعیت …………………………………………………………………………. 2

2-3- ریخت شناسی منطقه ………………………………………………………………….. 3

2-4- چینه شناسی منطقه …………………………………………………………………….. 4

2-4-1- پرکامبرین ……………………………………………………………………………. 4

2-4-1-1- شیستهای گرگان ………………………………………………………………… 4

2-4-2- کامبرین- اردویسین ……………………………………………………………….. 5

2-4-2-1- سازندلالون ……………………………………………………………………….. 5

2-4-2-2- سازند میلا ………………………………………………………………………… 5

2-4-2-3- سازند قلی ……………………………………………………………………….. 5

2-4-3- سیلورین ……………………………………………………………………………… 5

2-4-3-1- سازند نیور ……………………………………………………………………….. 5

2-4-4- دونین …………………………………………………………………………………. 5

2-4-4-1- سازند پادها ………………………………………………………………………. 5

2-4-4-2- سازند خوش ییلاق …………………………………………………………….. 6

2-4-5- کربنیفر ………………………………………………………………………………… 6

2-4-5-1- سازند مبارک …………………………………………………………………….. 6

2-4-6- پرمین …………………………………………………………………………………. 6

2-4-6-1- سازند دورود …………………………………………………………………….. 6

2-4-6-2 سازند روته ………………………………………………………………………… 6

2-4-6-3- سازند نسن ………………………………………………………………………. 6

2-4-7- تریاس ………………………………………………………………………………… 6

2-4-7-1- سازند الیکا ……………………………………………………………………….. 6

2-4-7-2- سازند قره قیطان ………………………………………………………………… 7

2-4-7-3- گروه آق دربند ………………………………………………………………….. 7

2-4-7-3-1- سازند سفید کوه ……………………………………………………………… 7

2-4-7-3-2- سازند نظر کرده ……………………………………………………………… 7

2-4-7-3-3- سازند سینا ……………………………………………………………………. 7

2-4-7-3-4- سازند شیلی میانکوهی ……………………………………………………… 7

2-4-8- ژوارسیک …………………………………………………………………………….. 8

2-4-8-1- سازند شمشک …………………………………………………………………… 8

2-4-8-2- سازند کشف رود ……………………………………………………………….. 9

2-4-8-3- سازند بادامو ……………………………………………………………………… 12

2-4-8-4- سازند باش کلاته 12

2-4-8-5- سازند خانه زو 12

2-4-8-6- سازند چمن بید 12

2-4-8-7- سازند مزدوران 14

2-4-8-7-1- محل برش الگو14

2-4-8-7-2- گسترش منطقه ای 17

2-4-9- کرتاسه ………………………………………………………………………………… 17

2-4-9-1- سازند شوریجه ………………………………………………………………….. 17

2-4-9-1-1 محل برش الگو ……………………………………………………………….. 17

2-4-9-1-2- گسترش منطقه ای …………………………………………………………… 22

2-4-9-2 سازند زرد ………………………………………………………………………….. 23

2-4-9-3- سازند تیرگان …………………………………………………………………….. 23

2-4-9-4- سازند سرچشمه …………………………………………………………………. 23

2-4-9-5- سازند سنگانه …………………………………………………………………….. 23

2-4-9-6- سازند آیتامیر …………………………………………………………………….. 24

2-4-9-7 سازند آب دراز ……………………………………………………………………. 24

2-4-9-8- سازند آب تلخ ………………………………………………………………….. 24

2-4-9-9- سازند نیزار ……………………………………………………………………….. 24

2-4-9-10- سازند کلات ……………………………………………………………………. 25

2-4-10- ترشیر 25

2-4-10-1- سازند پسته لیق 25

2-4-10-2- سازند چهل کمان 26

2-4-10-3 سازند خانگیران 26

2-4-11- نهشته های نئوژن 26

2-4-12- پلیوسن 26

2-4-12-1- کنگلومرای پلیوسن 26

2-4-12-2- سازند آقچه گیل 26

2-5- زمین شناسی ساختمانی منطقه 27

2-6-پتانسیل هیدروکربنی منطقه 28

2-6-1- معرفی مخازن گازی کپه داغ 28

2-6-1-1- میدان گازی خانگیران 28

2-6-1-2- لایه بندی مخزن مزدوران 29

2-6-1-3- فشار و دمای اولیه مخزن 30

2-6-2-میدان گازی گنبدلی 30

2-6-2-1- لایه بندی مخزن شوریجه 30

2-6-2-2- فشار و دمای اولیه مخزن 30

فصل سوم: روشهای مطالعه 31

3-1- مقدمه 31

3-2- دستگاه راک اول 31

3-2-1- ویژگی های پارامترهای راک – اول 33

3-2-2- کل کربن آلی(TOC) 34

3-2-3- اندیس اکسیژن (OI35

3-2-4- اندیس تولید (PI35

3-2-5-اندیس هیدروکربن زایی((GI35

3-2-6-اندیس مهاجرت(MI) 35

3-2-7-اندیس نوع هیدروکربن (Hydrocarbon Ttype Index) …………… 35

3-2-8- اندیس هیدروژن (HI) 35

3-2-9-نمودار نسبتهای HI/Tmax HI/OI وS1/TOC  و S2/TOC ………. 36

3-2-10-تفسیر داده های راک اول 38

3-3- گاز کروماتو گرافی / طیف سنج جرمی 38

3-3-1-گاز کروماتوگرافی درGCMS  39

3-3-1-1-آنالیز گرافهای گاز کروماتوگرافی 41

3-3-2-طیف سنج جرمی در GCMS42

3-4-بایومارکرها ( نشانه های زیستی) 44

3-4-1- مقدمه 44

3-4-1-1- بیومارکرها یا نشانه های زیستی 45

3-4-1-2- انواع بیومارکرها 47

3-4-2-پارامتر های بیومارکری برای تطابق، منشا و محیط رسوبی 49

3-4-2-1ترپانها (Terpanes) 54

3-4-2-2-اندیس هموهوپان 57

3-4-2-3-نسبت پریستان به فیتان 59

3-4-2-4-نسبت (Isopenoid/n-Paraffin) 60

3-4-2-5-ایزوپرونوئید های غیر حلقوی>C2061

3-4-2-6-باتریوکوکان 61

3-4-2-7-اندیس اولیانان(Oleanane61

3-4-2-8-بیس نورهوپانها و تریس نور هوپانها 62

3-4-2-9-اندیس گاماسران 62

3-4-2-10- نسبت(C30/C29Ts) 63

3-4-2-11- -β کاروتن  و کاروتنویید63

3-4-2-12- Bicyclic Sequiterpanes63

3-4-2-13-کادینانها63

3-4-2-14- دی ترپانهای دو و سه حلقه ای 64

3-4-2-15- فیچتلیت(Fichtelite) 65

3-4-2-16- دی ترپانهای چهار حلقه ای(Tetracyclic Diterpane) ……….. 65

3-4-2-17-ترپان سه حلقه ای 65

3-4-2-18-ترپانهای چهار حلقه ای 66

3-4-2-19-هگزا هیدرو بنزو هوپانها 66

3-4-2-20-لوپانها(Lupanes) 66

3-4-2-21-متیل هوپان(Methyl Hopanes) 66

3-4-3- استیرانها(Steranes) 67

3-4-3-1-نسبت Rgular Steranes/17α(H)-Hopanes ……………………. 67

3-4-3-2- C26استیران68

3-4-3-3- استیرانهای (C27-C28-C29) 68

3-4-3-4- اندیس C30-استیران 70

3-4-3-5- دیااستیرانهای(C27-C28-C29) 72

3-4-3-6-نسبت  Diasteranes/Regular Steranes …………………………. 72

3-4-3-7-   3-آلکیل استیران73

3-4-3-8-   4-متیل استیران73

3-4-4- استیروئید های آروماتیکی و هوپانوئید ها 74

3-4-4-1- C27-C28-C29- منو آروماتیک استیروئیدها74

3-4-4-2-(Dia/Dia+Regular)C-Ring Monoaromatic Steroids  ……………. 76

3-4-4-3- C­26-C27-C28تری آروماتیک استیروئید…………………………………. 76

3-4-4-4- بنزوهوپانها (Benzohopanes) ………………………………………….. 76

3-4-4-5-پریلن( (Perylene ……………………………………………………………. 76

3-4-4-6-  m/z 239(Fingerprint)  و(Fingerprint) m/z 276 ………… 77

3-4-4-7- Degraded Aromatic Deterpane………………………….. 77

3-4-4-8-خصوصیات ژئوشیمی نفتها برای تطابق با سنگ منشا ……………………. 77

3-4-5-بلوغ(Maturation) ……………………………………………………………… 79

3-4-5-1- بیومارکرها بعنوان پارامتری برای بلوغ 79

3-4-5-2-ترپانها 81

3-4-5-2-1-ایزومریزاسیون هموهوپان 22S/(22S+22R) …………………………. 81

3-4-5-2-2-نسبت   Βα-Moretane/αβ-Hopanes and ββ-Hopane.. 82

3-4-5-2-3- نسبت  Tricyclic/17α(H)-Hopane……………………………… 83

3-4-5-2-4- نسبت  Ts/(Ts+Tm)……………………………………………………. 83

3-4-5-2-5- نسبت  C29Ts/(C2917α(H)-Hopane+C29Ts)……………. 84

3-4-5-2-6- نسبت  Ts/C3017α(H)Hopane……………………………………. 84

3-4-5-2-7- اندیس Oleanane یا 18α/(18α+18β)-Oleanane …………… 84

3-4-5-2-8- نسبت  (BNH+TNH)/Hopanes ………………………………… 85

3-4-5-3- استیرانها (Steranes) 86

3-4-5-3-1- نسبت 20S/(20S+20R) 86

3-4-5-3-2-نسبت Ββ/(ββ+αα) 86

3-4-5-3-3- اندیس بلوغ بیومارکرها  (BMAI) 87

3-4-5-3-4- نسبت  Diasterane/Regular Sterane 89

3-4-5-3-5- نسبت  20S/(20S+20R) 13β(H),17α(H)-dia steranes89

3-4-5-4-استیروئید های آروماتیکی  Aromatic steroids89

3-4-5-4-1- نسبت TA/(MA+TA)  89

3-4-5-4-2- نسبتMA(I)/MA(I+II)  90

3-4-5-4-3- نسبتTA(I)/TA(I+II) ………………………………………………… 91

3-4-5-4-4- نسبتC26-Triaromatic 20S/(20S+20R) ……………………. 91

3-4-5-4-5- منوآروماتیک هوپانوئید (Monoaromatic Hopanoids )…… 92

3-4-5-4-6- پارامتر MAH 92

3-4-6- تخریب میکروبی (Biodegradation) 93

3-4-6-1- پارامتر های بیومارکری تخریب میکروبی 93

3-4-6-1-1- ایزوپرنوئیدها(Isopernoids) 95

3-4-6-1-2- استیران و دیااستیران(Steranes and Diasteranes) …………. 95

3-4-6-1-3- هوپانها(Hopanes) ………………………………………………………. 95

3-4-6-1-4-    25-نورهوپانها (25-Norhopanes)……………………………….. 96

3-4-6-1-5-C₂₈-C₃₄ 30-nor-17α(H)-Hopane 96

3-4-6-1-6- ترپانهای سه حلقه ای97

3-4-6-1-7- دیگر ترپانها97

3-4-6-2- اثرات تخریب میکروبی در تعیین بلوغ و تطابق 97

3-4-7-تعیین سن بوسیله بایومارکرها 97

3-5- ایزوتوپهای پایدار 99

3-5-1- مقدمه 99

3-5-2- ایزوتوپهای پایدار 99

3-5-2-1- اکسیژن 100

3-5-2-2- کربن 102

3-5-2-2-1- ارتباط بین سن زمین شناسی و

نسبت ایزوتوپ کربن نفت و کروژن 106

3-5-2-2-2-کاربرد ایزوتوپ کربن در تعیین

نوع محیط رسوبی، نوع کروژن، نوع نفت و مسیر مهاجرت 108

3-5-2-2-2-1- نمودار سوفر(Sofer) 108

3-5-3- گوگرد 109

3-5-4– کاربرد ایزوتوپهای پایدار در مخازن گاز و کاندنسیت 111

فصل چهارم: نحوه نمونه برداری 114

4-1-مقدمه 114

4-2-نمونه گیری از میادین گازی 114

4-2-1- روش نمونه گیری گاز و سیالات مخزن 115

4-2-2- آنالیز نمونه های مخازن خانگیران وگنبدلی 117

4-3-داده های شرکت نفت 117

4-3-1-مقاطع و نمونه ها 119

فصل پنجم: بحث و تفسیر 120

5-1- مقدمه 120

5-2- تعبیر و تفسیر داده های راک اول 120

5-2-1-چاه امیرآباد-1 120

5-2-2-چاه خانگیران-30 125

5-2-2-1-سازند چمن بید 127

5-2-2-2-سازند کشف رود 129

5-3-تعبیر و تفسیر داده های راک اول مقاطع سطحی132

 5-3-1مقطع بغبغو 132

5-3-2-مقطع خور 137

5-3-3-مقطع فریزی 141

5-3-3-1-سازند شمشک 143

5-3-3-2-سازند باش کلاته 145

5-3-4-مقطع خانه زو 147

5-3-4-1-سازند چمن بید 150

5-3-4-2-سازند شمشک 152

5-3-5-مقطع اردک-آب قد 155

5-3-6-مقطع شورک 159

5-3-7-نتیجه گیری کلی آنالیز داده های راک-اول 163

5-4-تعبیر و تفسیر داده های گاز کروماتو گرافی 164

5-4-1-مقطع بغبغو سازند کشف رود(G-19) 166

5-4-2-مقطع خور سازند چمن بید(G-11) 167

5-4-3-مقطع اردک آب-قد سازند چمن بید(ABG-15) 167

5-4-4-مقطع شورک- سازند کشف رود(G-10) 168

5-4-5-مقطع بغبغو سازند کشف رود(G-45) 169

5-4-6-نتیجه گیری نهایی آنالیز داده های GC 169

5-5-تعبیر و تفسیر داده های بیومارکر مقاطع سطحی169

5-5-1-سازند چمن بید 173

5-5-2- سازند کشف رود 174

5-5-3- نتیجه گیری نهایی آنالیز بیومارکرهای مقاطع سطحی 182

5-5-4- تعبیر وتفسیر داده های بیو مارکری

و ایزوتوپی میعانات سنگ مخزن مخازن مزدوران و شوریجه 182

5-5-4-1- تشخیص محیط رسوبی سنگ منشاء 182

5-5-4-1-1- نسبت C29/C27 استیران  در مقابل نسبت Pr/Ph ………………… 183

5-5-4-2- تعیین محدوده سنی سنگ منشاء 184

5-5-4-2-1- نسبت C28/C29 استیران 184

5-5-4-2-2-ایزوتوپ کربن 185

5-5-5- تشخیص لیتولوژی سنگ منشاء 186

5-5-5-1- نسبت DBT/ PHEN در مقابل Pr/Ph 186

5-5-5-2-اندیس نورهوپان 187

5-5-5-3- نسبت C22/C21 تری سیکلیک ترپان

در مقابل نسبت C24/C23 تری سیکلیک ترپان 188

5-5-5-4- نسبتهای   C24تترا سیکلیک ترپان 189

5-5-5-5- ایزوتوپ کربن در مقابل نسبت پریستان به فیتان 190

5-5-5-6- مقایسه نسبتهای بیومارکری 190

5-5-5-7-  نتیجه گیری لیتولوژی سنگ منشاء 191

5-5-6-تشیخص بلوغ سنگ منشاء 191

5-5-6-1-نمودار C24Tet/C23Tri در مقابل C23Tri/C30Hopane ……… 191

5-5-6-2- نمودار نسبت C30DiaHopan/C30Hopane ……………………… 192

5-5-6-3-  نمودار نسبت Pr/nC17 به Ph/nC18 مخازن 193

5-5-6-4- نتیجه گیری بلوغ سنگ منشاء 194

5-5-7- داده های ایزوتوپی کربن دو مخزن مورد مطالعه 194

5-5-8- تشخیص سنگ منشاء های مخازن مزدوران و شوریجه ……………………. 194

5-6- تشخیص منشاء تولید سولفید هیدروژن در مخازن گازی کپه داغ …………… 196

5-6-1- بررسی ترکیب شیمیایی مخازن 196

5-6-2- فشار و دمای مخازن 198

5-6-3- پتروگرافی سازندهای مخزنی منطقه کپه داغ 198

5-6-4- بررسی آلکانهای نرمال و بیومارکری و آب سازند مخازن 200

5-6-4-1- فراوانی آلکانهای نرمال مخازن 200

5-6-4-2- بیومارکر آدامانتان 200

5-6-4-3-  مطالعه ترکیبات هیدروکربوری گوگرد دار در مخازن 202

5-6-4-4- مطالعه آب سازندی مخازن 204

5-6-4-5-  بررسی بلوغ میعانات گازی مخازن 207

5-6-4-6- مقایسه ترکیبات گازی مخازن با هیدروکربورهای سنگ منشاء ……….. 209

5-6-4-7- ایزوتوپ کربن و گوگرد آلی مخازن 209

5-7- نتیجه گیری کلی در مورد منشاء سولفید هیدروژن 212

فصل ششم: نتیجه گیری نهایی 213

پیشنهادات214

پیوستها215

منابع و مآخذ 216

منابع و مآخذ:

1. اشکان،سید علی محمد،اصول مطالعات ژئوشیمیایی سنگهای منشا هیدروکربوری و نفتها،شرکت ملی نفت ایران ، مدیریت اکتشاف ،360 صفحه،زمستان 1383
2. افشار حرب، عباس ، ”زمین شناسی کُِپه داغ”، سازمان زمین شناسی کشور، 275  صفحه، 1373?
3. الکساندرروژی، کلودراژه، ترجمه ابو الحمد، گ،رسایی، م.، بهرامیان، ع.، ،”گاز طبیعی: تولید، فراوری، انتقال”، انتشارات تهران. 1382
4. حسین پور صیامی، حسین، ، ”بررسی توان هیدروکربورزایی سازند کشف رود و چمن بید در حوضه رسوبی کُپه داغ”، پروژه کارشناسی ارشد، صنعتی امیر کبیر. 1373
5. ربانی ، احمد رضا، ،”ارزیابی توان هیدروکربورزایی و مطالعه ژئو شیمیای نفت میادین بخش شرقی خلیج فارس ”، مجله امیر کبیر( نشریه علوم پایه و مهندسی کاربردی دانشگاه امیر کبیر) صفحه 219 تا 231? 1382
6. ربانی، احمد رضا، ، ”بررسی منشاء گازهای مخازن پرمین-تریاس جنوب ایران”،(خلاصه مقاله) نشریه تحقیق در علوم و مهندسی نفت، پژوهشگاه صنعت نفت1382?
7. ربانی، احمدرضا، ، ”بررسی منشاء و علل افزایش سولفیدهیدروژن در مخازن گاز”، شرکت مهندسی و توسعه نفت(متن) 247صفحه. 1384

دانلود فایل

چکیده

حوضه رسوبی زاگرس یکی ازنفت خیزترین مناطق جهان است که 12% کل مخازن نفت جهان درآن واقع شده است. ناحیه فروافتادگی دزفول دراین حوضه قراردارد که اکثرمیدان های نفت وگازایران درآن قراردارد. امروزه بررسی میزان بلوغ سنگ های منشاء نقش مهمی دراکتشاف وتوسعه میدان های نفت وگازدارد.میزان بلوغ سنگ منشاء به دما،زمان وتاریخچه تدفین رسوبات وابسته است. یکی ازروش های پیشرفته به منظورسنجش میزان بلوغ سنگ های منشاء استفاده ازمدل سازی حرارتی( ژئوشیمیایی)می باشد.دراین پایان نامه به منظوربررسی میزان بلوغ سنگ های منشاء هیدروکربنی دراین ناحیه،5 چاه نفتی به نام های
آغاجاری – 140، بینک – 4، گچساران – 83، منصوری – 6 وپارسی – 35 انتخاب گردید وبدین منظورازسه نرم افزاربه نام های (Pars Basin Modeler(PBM، Winburyو Genexبرای بازسازی تاریخچه تدفین رسوبات ومدل سازی حرارتی استفاده گردید. با توجه به مدل سازی انجام شده دراین منطقه،سازند های کژدمی،گدوان،پابده وگورپی سنگ های منشاء دراین چاه ها می باشند. سازند های کژدمی وگدوان دراین 5 چاه وارد پنجره نفت زایی شده اند ودرصورت دارا بودن Toc مناسب،سنگ های منشاء مولد نفت هستند.سازندهای گورپی وپابده( به غیرازچاه گچساران – 83) وارد پنجره نفت زایی شده اند ولی ازآنجا که بلوغ کمی دارند وازلحاظ ماده آلی نیزغنی نیستند،توان هیدروکربن زایی کمی دارند.

میزان بلوغ به دست آمده ازنرم افزارها برای سنگ های منشاء یکسان است ولی زمان وعمق ورود به پنجره نفت وگاززایی درنرم افزارها متفاوت است که میتوان به دلایل ذیل اشاره نمود:

1) نحوه محاسبات انجام شده توسط نرم افزارها

 2) نوع لیتولوژی به کاررفته درنرم افزارWinbury

3) به کاررفتن معادله ها وفرمول های مختلف درنرم افزارها

4) استفاده ازمعادله فشردگی متفاوت درنرم افزارGenex نسبت به نرم افزارPars Basin Modeler

5) متفاوت بودن نحوه ورود داده های چینه ای درنرم افزارWinbury

6) تفاوت عمق به دلیل میزان فرسایش ودرنتیجه تغییرعمق سازند ها

7) نحوه انطباق خط رگرسیون مدل سازی با داده های %Ro درسه نرم افزار

با استناد به گزارش های زمین شناسی وژئوشیمیایی(Bordenave & Burwood,1990, 2003) ،  محاسبه TTI دستی وتطبیق آن با مدل به دست آمده ازنرم افزارPBM ، استفاده ازآخرین پیشرفت ها ی نرم افزارهای مدل سازی درطراحی نرم افزارPBM واطلاع از نحوه محاسبات ونتایج حاصله دراین نرم افزار ، نرم افزارPars Basin Modeler بهترین مدل رانسبت به دونرم افزار دیگردراین مطالعه ارائه داده است.

فهرست مطالب
چکیده

1)مقدمه
2)اهداف پروژه
فصل اول – زمین‌شناسی زاگرس – (با نگرش به نواحی خوزستان و فروافتادگی دزفول)
1-1)کلیات
1-2-1)دشت خوزستان
1-2-2)منطقه چین خورده زاگرس
1-2-3)منطقه رورانده زاگرس
1-3) فروافتادگی دزفول
1-4) چینه‌شناسی زاگرس
1-4-1) تشکیلات ژوراسیک در زاگرس
1-4-1-1) کلیات
1-4-1-2) سازند دولومیتی نیریز
1-4-1-3) سازند انیدریتی عدایه
1-4-1-4) سازند آهکی موس
1-4-1-5) سازند انیدریتی علن
1-4-1-6) سازند کربناتی- شیلی سرگلو
1-4-1-7) سازند آهکی نجمه
1-4-1-8) سازند تبخیری گوتنیا
1-4-1-9) سازند کربناتی سورمه
1-4-2) تشکیلات کرتاسه در زاگرس
1-4-2-1)کلیات
1-4-2-1-1) کرتاسه پایینی (نئوکومین- آپتین)
1-4-2-1-2) کرتاسه میانی (آلبین-تورونین)
1-4-2-1-3) کرتاسه بالایی (کنیاسین- ماستریشتین)
1-4-2-2)سازند آهکی فهلیان
1-4-2-3) سازند شیلی- آهکی گدوان
1-4-2-4) سازند آهکی داریان
1-4-2-5) سازند شیلی گرو
1-4-2-6) سازند شیلی کژدمی
1-4-2-7) سازند آهکی سروک
1-4-2-8 ) سازند آهکی ایلام
1-4-2-9) سازند شیلی گورپی
1-4-3 ) تشکیلات ترشیری در زاگرس
1-4-3-1) کلیات
1-4-3-2) سازند شیلی پابده
1-4-3-3) سازند دولومیتی جهرم
1-4-3-4) سازند آهکی آسماری
1-4-3-5) سازند تبخیری گچساران
1-4-3-6) سازند مارنی میشان
1-4-3-7 ) سازند آواری آغاجاری
1-4-3-8) سازند کنگلومرایی بختیاری
فصل دوم – سنگ منشاء هیدروکربن
2-1) تعریف سنگ منشاء
2-2) انواع سنگ منشاء
2-3) ماده آلی
2-4) شرایط و محیط‌های مناسب جهت رسوبگذاری و حفظ ماده آلی
2-4-1) مناطق با جریان‌های بالا رونده
2-4-2) دریاچه‌های بزرگ احیایی
2-4-3) حوضه‌های نیمه محدود
2-4-4) حوضه‌های عمیق و بسته اقیانوسی
2-5) کربن آلی کل
2-6) کروژن‌ و انواع آن
2-6-1)تعریف
2-6-2) اجزای تشکیل دهنده کروژن
2-6-3) انواع کروژن
2-7) نحوه تشکیل هیدروکربن
2-8) مراحل تشکیل هیدروکربن‌ از سنگ منشاء با افزایش عمق تدفین
2-9) ارزیابی سنگ منشاء
2-9-1) روش پیرولیز
2-9-2) شاخص دگرسانی حرارتی (TAI)
2-9-3) مطالعه فلورانس زایی
?2-9-4) اندیس دگرسانی کنودونت
2-9-5) ضریب انعکاس ویترینیت
2-10) توزیع سنگ های منشاء موثر نفت در جهان
2-11) فاکتورهای ژئوشیمیایی کنترل کننده سنگ منشاء
2-12) رابطه تشکیل سنگ منشاء با تکتونیک
2-13) سنگ‌های منشاء نفت در حوضه رسوبی زاگرس
فصل سوم – مدل سازی‌ژئوشیمیایی(حرارتی) Thermal modeling))
3-1 )مبانی مدل‌سازی حرارتی و کاربردهای آن
3-1-1)مقدمه
اهداف?3-1-2
3-1-3) انواع مدل‌سازی حرارتی
3-1-3-1) مدل‌سازی اندیس زمان- حرارت
3-1-3-2 )مدل‌سازی سینیتیکی
- آرینوس3-1-3-3 ) مدل‌سازی
3-1-4 ) مدل سازی شاخص‌های حرارتی
مدل‌سازی تشکیل هیدروکربن??3-1-5
3-1-6) مدل‌سازی شکسته‌شدن مولکول‌های نفت
3-1-7) کاربردهای مدل‌سازی حرارتی
3-2) داده‌های زمین‌شناسی ورودی در نرم‌افزارهای مدل‌سازی
3-2-1) سنگ شناسی
??3-2-2) سن واحدهای سنگی
3-2-3) ضخامت واحدهای سنگی
3-2-4)عمق آب
3-2-5)دگرشیبی
3-2-6 ) خواص پتروفیزیکی
3-2-7)گسل‌خوردگی
3-2-8) شیب زمین گرمایی
دمای سطح زمین?3-2-9
3-2-10) هدایت گرمایی
3-3) فرایند بهینه‌سازی در مدل‌سازی حرارتی
3-4 )ارزیابی سنگ‌های منشاء با استفاده از روش لوپاتین
3-4-1 )مقدمه
3-4-2 )روش رسم منحنی‌های تاریخچه تدفین
3-4-3 )تاریخچه درجه حرارت
3-4-4 )محاسبه بلوغ حرارتی سنگ منشاء
3-4-5) فاکتور‌های تدفین موثر بر بلوغ حرارتی
3-5 )تعیین پارامترهای سینیتیکی برای تولید نفت (الف) و تغییر این پارامترها با نوع کروژن (ب)
شرح یک روش گرافیکی برای مدل سازی پنجره‌های نفت و گاز?3-6
3-7 )تکامل تدریجی حوضه‌های رسوبی وتاثیر آن بر بلوغ هیدروکربن‌ها
3-7-1) مقدمه
3-7-2) مدل‌های تئوری
3-7-2-1 )رسوبگذاری آنی
3-7-2-2 رسوبگذاری پیوسته
فصل چهارم – نتایج مدل سازی حرارتی (ژئوشیمیایی) نرم افزارها
1) چاه آغاجاری – 140
نرم افزاراول، Pars Basin Modeler (PBM)
نرم افزار دوم ،Winbury
نرم افزارسوم ،Genex
2) چاه بینک – 4
نرم افزاراول، Pars Basin Modeler (PBM)
نرم افزار دوم ،Winbury
نرم افزارسوم ،Genex
3)چاه گچساران – 83
نرم افزاراول، Pars Basin Modeler (PBM)
نرم افزار دوم ،Winbury
نرم افزارسوم ،Genex
4)چاه منصوری – 6
نرم افزاراول، Pars Basin Modeler (PBM)
نرم افزار دوم ،Winbury
نرم افزارسوم ،Genex
5) چاه پارسی- 35
نرم افزاراول، Pars Basin Modeler (PBM)
نرم افزار دوم ،Winbury
نرم افزارسوم ،Genex

فصل پنجم – نتیجه گیری
1) چاه آغاجاری – 140
2) چاه بینک – 4
3) چاه گچساران – 83
4) چاه منصوری – 6
5) چاه پارسی – 35
پیوست و ضمایم
پیوست الف) معرفی میادین وچا های نفتی منتخب دراین پایان نامه
پیوست ب) قابلیت های نرم افزارPars Basin Modeler نسبت به Winbury و Genex
1- ب) مزایای نرم افزار PBM نسبت به نرم افزارهای مشابه دیگر
2- ب) معایب نرم افزارGenex نسبت به نرم افزارPBM
3- ب ) مزایای PBM نسبت به Winbury
پیوست ج ، نمودارهای چاه های نفتی درنرم افزار Pars Basin Modeler
پیوست و) جداول ورود سازندها به پنجره‌های نفت و گاززایی در نرم‌افزار Pars Basin Modeler
منابع فارسی

منابع فارسی:

1) آقانباتی،سید علی،زمین شناسی ایران،1383،سازمان زمین شناسی واکتشافات معدنی کشور

2) اشکان،سید علی محمد،1383،اصول مطالعات ژئوشیمیایی،سنگ های منشاءهیدروکربوری ونفت ها،شرکت ملی نفت ایران

3) رضایی،محمد رضا،1380،زمین شناسی نفت،علوی

4) کسایی،محمد،1384،مدل سازی حرارتی،شاخص های بلوغ،تشکیل هیدروکربوروشکسته شدن مولکول های نفت(ترجمه)،پژوهشگاه صنعت نفت

5) کمالی،محمد رضا،1378،کاربرد ژئوشیمی آلی دراکتشاف نفت،پژوهشگاه صنعت نفت

6) مطیعی،همایون،1382،چینه شناسی زاگرس،سازمان زمین شناسی واکتشافات معدنی کشور

7) مطیعی،همایون،1374،زمین شناسی نفت زاگرس،سازمان زمین شناسی واکتشافات معدنی کشور

دانلود فایل