پاورپوینت زمین شناسی تاریخی

پاورپوینت زمین شناسی تاریخی

فرمت فایل دانلودی: .zip
فرمت فایل اصلی: powerpoint
تعداد صفحات: 240
حجم فایل: 4999
قیمت: 25000 تومان

بخشی از متن:
فایل دانلودی حاوی یک فایل پاورپوینتی قابل ویرایش در 240 اسلاید به صورت متنی همراه با عکس میباشد.
از جمله مطالب فایل دانلودی:
هدفهای کلی آموزشی
1- آشنایی با تاریخچه پیدایش ونظریه های مختلف
2- مطالب کلی درباره رسوبات ، محیطهای رسوبی، رخساره های رسوبی وسالیابی زمین
3- آشنایی بااصول رده بندی جانوران زنده وفسیل
4- کلیاتی درباره ویژگیهای پرکامبرین
5- فراگیری ویژگیهای اصلی دوران پالئوزوئیک
6- آموختن ویژگیهای عمده دوران مزوزوئیک
7- یادگیری مطالبی درباره ویژگیهای دوران سنوزوئیک

پرداخت با کلیه کارتهای عضو شتاب امکان پذیر است.

بررسی زمین شناسی کرمان

بررسی زمین شناسی کرمان

فرمت فایل دانلودی: .zip
فرمت فایل اصلی: doc
تعداد صفحات: 225
حجم فایل: 11674
قیمت: 15000 تومان

بخشی از متن:
فصل اوّل
موقعیت جغرافیائی منطقه

فصل اول
1-1موقعیت جغرافیایی منطقه
محدوده مورد مطالعه بخش شمال باختری از نقشه کرمان 000/250/1 کرمان می باشد و بخش اعظم نقشه حرجند را در بر می گیرد. و دارای مختصات جغرافیایی به شرح زیر است:
طول خاوری
عرض شمالی
مساحت منطقه که دارای طول 95 کیلومتر در مسیر طول جغرافیایی و 55 کیلومتر و در سیر عرض جغرافیایی شمالی است. بالغ برKm2 ¬5225 می باشد.

آبادی بزرگ حرجند که نقشه منطقه استفاده شده نیز به همین نام می باشد. معروترین آبادی در منطقه می باشد که در 72 کیلومتری شمال خاوری کرمان قرار گرفته است.
2-1 راه های دسترسی به منطقه مورد:
جاده آسفالته کرمان به واحد از بخش باختری محدوده عبور می‌کند. جاده خاکی درجه دو در محل آبادی هروز بالا از جاده آسفالته منشعب شده و پس از
گذشتن از آبادی حرجند به سمت شرق و جنوب شرق تا آبادی دهران ادامه پیدا می‌کند.
3-1 ریخت شناسی منطقه مورد مطالعه
بجز قسمت های خاوری محدوده که دشت نسبتاً همواری است بقیه محدوده را رشته کوهها تشکیل می دهد که روند آنها شمال باختری- جنوب خاوری می باشد.
مرتفع ترین نقطه منطقه 3048 متر ارتفاع و در غرب هر روز قرار دارد.
4-1 آب و هوای منطقه مورد مطالعه
در بخشهای خاوری به ویژه شمال خاوری به دلیل نزدیکی به کویر لوت آب و هوا گرم و خشک و میزان بارندگی خیلی کم است ولی در سمت غرب و جنوب غربی از خشکی هوا کاسته شده و به میزان بارندگی افزوده دمی شود. میانگین سالیانه 15 تا 20 درجه سانتی گراد میباشد.
میزان بارندگی سالیانه در بخش غربی و جنوب غربی محدوده نزدیک به 158 میلیمتر می باشد. تقریباً تمام آبهای سطحی منطقه به ویژه رودخانه هایی مانند شیرین رود (در شمال منطقه)، رودخانه دهنه غاز (قسمت مرکزی) رودخانه خرشکن و شهداد در قسمت جنوبی به سوی کویر لوت جریان پیدا می‌کنند در این رودخانه ها در طول سال معمولاً آب جاری است.
5-1 پوشش گیاهی منطقه مورد مطالعه
در منطقه به دلیل جنس خاک، اختلاف شدید درجه حرارت کمبود ریزش باران و بادهای موسمی فقدان یک پوشش گیاهی ممتد و چهره برهنه و بی گیاه زمین جز در واحدها به طور صریحی به چشم می خورد در اینجا تنها گیاهانی می تواندن رشد کنند که در مقابل خشکی و گرمای هوا و جنس نامساعد خاک مقاومت داشته باشند. انواع گوناگون درخت و درختچه گز و جاهائی که سفره آب زیرزمینی وجود داشته باشد نخل خرما مهمترین گیاهانی هستند که در این بیابانها امکان رویش دارند.
پسته عمده ترین محصول این منطقه و با مواد غذایی فراوان اهمیت صادراتی نسبتاً زیادی دارد.
6-1 فعالیت های اقتصادی منطقه مورد مطالعه
به دلیل کم بودن زمین های کشاورزی بخشی از اهالی در معادن زغال سنگ منطقه مثل زغال سنگ هجدک و باب نیزو فعالیت دارند.
در کوهستانها و کوهپایه ها کشاورزی، باغداری، دامداری و قالی بافی رونق دارد. به طوری که بخش زیادی از اهالی آبادی حرجند در خانه هایشان دار قالی دارند و مشغول قالی بافی هستند. فعالیت های تجارتی صنعتی و خدماتی از دیگر فعالیت های اقتصادی مردم منطقه است.
7-1 سابقه مطالعات منطقه مورد مطالعه
منطقه مورد بررسی از دیدگاه تکتونیک ایران زمین در زون ایران مرکز قرار دارد اشتوکلین (1968) نوگل سادات (1978) در تقسیمات ساختاری ایران این منطقه را در شمار (مثلث میانی) قلمداد نموده اند. در حقیقت این منطقه در بخش جنوب خاوری مثلث میانی قرار دارد.
در این منطقه بررسی های بسیاری صورت گرفته است که عمده ترین آنها عبارتند از‍:
1- هوکریده همکاران (1962) نقشه منطقه بین ساغند- کرمان را تهیه نموده‌اند که گزارش زمین شناسی آن نیز توسط آنان منتشر شده است.
2- نقشه کرمان توسط مهندس سهندی و همکاران (1369) تهیه شده و توسط سازان زمین شناسی کشور منتشر گشته.
3- نواری (1370) دولومیت های شتری و رخسارة نای بند بلبلوئیه کرمان را مورد بررسی قرار داده است.
4- زمین شناسی و کانی سازی لاتریت ناحیه بلبلوئیه کرمان توسط سبزه ئی و همکاران (1370) مورد بررسی قرار گرفته است.
5- نقشه حرجند که توسط محمدرضا سهندی تهیه شده و در سازمان زمین شناسی کشور به چاپ رسیده
6-نقشه توپوگرافی کرمان که توسط سازمان جغرافیائی کشور در سال 1351 منتشر گردیده است.
7-مطالعه ساختاری جنوب کرمان- پایان نامه کارشناسی ارشد توسط مهندسی علی سگلی 1381
افزون بر این کارها تعداد بسیار زیادی گزارش های متفرقه در مورد منطقه منتشر شده است که ذکر همه آنها در اینجا مقدور نمی باشد. همچنین نقشه های توپوگرافی منطقه توسط سازمان نیروهای مسلح منتشر شده است.

پرداخت با کلیه کارتهای عضو شتاب امکان پذیر است.

پایان نامه ارزیابی ژئوشیمیایی مخازن گازی حوضه رسوبی کپه داغ

پایان نامه ارزیابی ژئوشیمیایی مخازن گازی حوضه رسوبی کپه داغ

فرمت فایل دانلودی: .zip
فرمت فایل اصلی: word
تعداد صفحات: 234
حجم فایل: 18746
قیمت: 18000 تومان

بخشی از متن:
بخشی از متن اصلی

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 الگو 14
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 (OI) 35
3-2-4- اندیس تولید (PI) 35
3-2-5-اندیس هیدروکربن زایی((GI 35
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 GCMS 42
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>C20 61
3-4-2-6-باتریوکوکان 61
3-4-2-7-اندیس اولیانان(Oleanane) 61
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 کاروتنویید 63
3-4-2-12- Bicyclic Sequiterpanes 63
3-4-2-13-کادینانها 63
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- C26استیران 68
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 استیران 73
3-4-3-8- 4-متیل استیران 73
3-4-4- استیروئید های آروماتیکی و هوپانوئید ها 74
3-4-4-1- C27-C28-C29- منو آروماتیک استیروئیدها 74
3-4-4-2-(Dia/Dia+Regular)C-Ring Monoaromatic Steroids 76
3-4-4-3- C¬26-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 steroids 89
3-4-5-4-1- نسبت TA/(MA+TA) 89
3-4-5-4-2- نسبتMA(I)/MA(I+II) 90
3-4-5-4-3- نسبتTA(I)/TA(I+II) 91
3-4-5-4-4- نسبتC26-Triaromatic 20S/(20S+20R) 91
3-4-5-4-5- 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 ای 97
3-4-6-1-7- دیگر ترپانها 97
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 سطحی 132
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 سطحی 169
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
پیشنهادات 214
پیوستها 215
منابع و مآخذ 216

فصل اول
در حال حاضر و دهه های آینده ،گاز طبیعی یکی از عمده ترین منابع تامین کننده انرژی و مواد اولیه صنایع پتروشیمی در جهان است. روند رو به رشد مصرف نفت ومحدودیت منابع و استخراج آن باعث گردیده است.نگرشی ویژه به منابع هیدروکربنی گازی معطوف شود.این در حالی است که ایران با داشتن بیش از 18 درصد منابع گاز شناخته شده دنیا ،پتانسیل بالقوه ای هم از لحاظ اکتشاف مخازن گازی داراست افزون بر این وجود میادین عظیم مشترک بین ایران و کشورهای همسایه از جمله حوضه خلیج فارس و همسایگان غربی و شمال شرقی، اهمیت توجه به مسائل بهره برداری از این منابع را روشن می‌سازد. حوضه رسوبی کپه داغ در شمال شرق ایران، بخش وسیعی از ترکمنستان وشمال افغانستان واقع است. در هر سه کشور میدانهای گازی عظیمی کشف شده است. محققین و دانشمندان علوم زمین از جمله ژئوفیزیستها و ژئوشیمیستها تمام سعی و تلاش خود را بکار می‌گیرند تا از میزان ریسک عملیات اکتشافی بکاهند ودرمناطقی اقدام به حفاری کنند که احتمال دستیابی به نفت وگاز، نسبتا زیاد باشد.ژئوشیمیستهای آلی با تکیه بر اطلاعات ناحیه ای ،محلهای مناسب برای حفاریهای آتی را مشخص می کنند ونظر مط دهند که در یک چاه اکتشافی باید در انتظار نفت ، گاز و یا هر دو بود. ژئوشیمی آلی می‌تواند عوامل مخرب در مخزن مثل تخریب میکروبی ،آبشویی، کرکینگ ،اکسیداسیون و غیره را مشخص کند و در مورد کاهش روند تخریب و حفظ مواد آلی نظر دهد.

در این پایان نامه حوضه رسوب کپه داغ و مخزن گازی آن را از نظر نوع و کیفیت سنگ منشا، شرایط رسوبی، نوع کروژن ،میزان بلوغ وتوان تولید هیدروکربن و نوع هیدروکربن تولیدی را با استفاده از روشهای مختلف ژئوشیمی مورد بررسی قرار می‌دهیم و در نهایت به بررسی علل افزایش غلظت سولفید هیدروژن در مخزن مزدوران نسبت به شوریجه می‌پردازیم.

فصل دوم زمین شناسی منطقه کپه داغ

2-1-مقدمه:

حوضه رسوبی کپه داغ آمودریا در ایران، ترکمنستان ،ازبکستان،افغانستان و تاجیکستان گسترش دارد.میدانهای گازی فوق عظیم خانگیران در ایران، دولت آباد-دونمز در ترکمنستان و میدانهای گازی عظیم مری،شاتلیک و بایرام علی در ترکمنستان و گاز لی در ازبکستان و بسیاری از میدانهای گازی دیگر مانند گنبدلی در ایران و گوگرداغ ،یتیم داغ و جرقدوق در افغانستان دراین حوضه کشف شده اند.حوضه رسوبی کپه داغ به صورت حوضه ای مستقل از اواسط ژوراسیک میانی شکل گرفته است.بخش ایرانی این حوضه با وسعت 50000 کیلومتر مربع در شمال استان خراسان و گلستان قرار دارد.ضخامت سنگهای رسوبی این حوضه در ایران بالغ بر هفت هزار متر است.ضخامت زیاد سنگهای رسوبی دریایی و نبود فعالیتهای آذرین، این حوضه را پس از حوضه رسوبی زاگرس مناسب ترین حوضه برای تشکیل و تجمع هیدروکربن قرار داده است.در این بخش حوضه رسوبی کپه داغ را از نظر زمین شناسی مورد بررسی و مطالعه قرار می‌دهیم.

2-2-محل و موقعیت

حوضه رسوبی کپه داغ در شمال شرق ایران،بخش وسیعی از ترکمنستان وشمال افغانستان واقع است. در هر سه کشور میدانهای گازهای عظیمی کشف شده است. بین′30وْ 35 تا ′15وْ38 عرض شمالی و′00وْ54 تا ′13وْ61 طول شرقی قرار دارد.]2[

وسعت منطقه در حدود 550000 کیلومتر مربع یعنی تقریبا 3.3 درصد کل کشور است.کپه داغ ایران منطقه ای کوهستانی است. دو رشته کوه با روندی موازی بیشتر سطح منطقه را پوشانیده است. رشته شمالی را کوههای کپه داغ و هزار مسجد ورشته جنوبی را کوههای گلستان آلاداغ و بینالود تشکیل می‌دهند. بین این دو رشته دشتهای مشهد،قوچان ،شیروان ،بجنورد و گرماب قراردارد.در غرب منطقه این دو ررشته کوه بهم می‌پیوندند. دشت سرخس در شرق منطقه در حاشیه دشت ترکمنستان وصحرای قره قوم قرار دارد.دشت گرگان در غرب منطقه ،در ادامه گودال دریای خزر است. شکل(1-2)این منطقه را نشان داده است.

این فایل به همراه چکیده، فهرست مطالب، متن اصلی و منابع تحقیق با فرمت word در اختیار شما قرارمی گیرد.

تعداد صفحات:234

پرداخت با کلیه کارتهای عضو شتاب امکان پذیر است.