تحقیق ارزیابی ژئوشیمیایی مخازن گازی حوضه رسوبی کپه داغ

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 ۱

فصل دوم: زمین شناسی منطقه کپه داغ ۲

۲-۱-مقدمه ۲

۲-۲-محل و موقعیت ۲

۲-۳- ریخت شناسی منطقه ۳

۲-۴- چینه شناسی منطقه ۴

۲-۴-۱- پرکامبرین ۴

۲-۴-۱-۱- شیستهای گرگان ۴

۲-۴-۲- کامبرین- اردویسین ۵

۲-۴-۲-۱- سازندلالون ۵

۲-۴-۲-۲- سازند میلا ۵

۲-۴-۲-۳- سازند قلی ۵

۲-۴-۳- سیلورین ۵

۲-۴-۳-۱- سازند نیور ۵

۲-۴-۴- دونین ۵

۲-۴-۴-۱- سازند پادها ۵

۲-۴-۴-۲- سازند خوش ییلاق ۶

۲-۴-۵- کربنیفر ۶

۲-۴-۵-۱- سازند مبارک ۶

۲-۴-۶- پرمین ۶

۲-۴-۶-۱- سازند دورود ۶

۲-۴-۶-۲ سازند روته ۶

۲-۴-۶-۳- سازند نسن ۶

۲-۴-۷- تریاس ۶

۲-۴-۷-۱- سازند الیکا ۶

۲-۴-۷-۲- سازند قره قیطان ۷

۲-۴-۷-۳- گروه آق دربند ۷

۲-۴-۷-۳-۱- سازند سفید کوه ۷

۲-۴-۷-۳-۲- سازند نظر کرده ۷

۲-۴-۷-۳-۳- سازند سینا ۷

۲-۴-۷-۳-۴- سازند شیلی میانکوهی ۷

۲-۴-۸- ژوارسیک ۸

۲-۴-۸-۱- سازند شمشک ۸

۲-۴-۸-۲- سازند کشف رود ۹

۲-۴-۸-۳- سازند بادامو ۱۲

۲-۴-۸-۴- سازند باش کلاته ۱۲

۲-۴-۸-۵- سازند خانه زو ۱۲

۲-۴-۸-۶- سازند چمن بید ۱۲

۲-۴-۸-۷- سازند مزدوران ۱۴

۲-۴-۸-۷-۱- محل برش الگو ۱۴

۲-۴-۸-۷-۲- گسترش منطقه ای ۱۷

۲-۴-۹- کرتاسه ۱۷

۲-۴-۹-۱- سازند شوریجه ۱۷

۲-۴-۹-۱-۱ محل برش الگو ۱۷

۲-۴-۹-۱-۲- گسترش منطقه ای ۲۲

۲-۴-۹-۲ سازند زرد ۲۳

۲-۴-۹-۳- سازند تیرگان ۲۳

۲-۴-۹-۴- سازند سرچشمه ۲۳

۲-۴-۹-۵- سازند سنگانه ۲۳

۲-۴-۹-۶- سازند آیتامیر ۲۴

۲-۴-۹-۷ سازند آب دراز ۲۴

۲-۴-۹-۸- سازند آب تلخ ۲۴

۲-۴-۹-۹- سازند نیزار ۲۴

۲-۴-۹-۱۰- سازند کلات ۲۵

۲-۴-۱۰- ترشیر ۲۵

۲-۴-۱۰-۱- سازند پسته لیق ۲۵

۲-۴-۱۰-۲- سازند چهل کمان ۲۶

۲-۴-۱۰-۳ سازند خانگیران ۲۶

۲-۴-۱۱- نهشته های نئوژن ۲۶

۲-۴-۱۲- پلیوسن ۲۶

۲-۴-۱۲-۱- کنگلومرای پلیوسن ۲۶

۲-۴-۱۲-۲- سازند آقچه گیل ۲۶

۲-۵- زمین شناسی ساختمانی منطقه ۲۷

۲-۶-پتانسیل هیدروکربنی منطقه ۲۸

۲-۶-۱- معرفی مخازن گازی کپه داغ ۲۸

۲-۶-۱-۱- میدان گازی خانگیران ۲۸

۲-۶-۱-۲- لایه بندی مخزن مزدوران ۲۹

۲-۶-۱-۳- فشار و دمای اولیه مخزن ۳۰

۲-۶-۲-میدان گازی گنبدلی ۳۰

۲-۶-۲-۱- لایه بندی مخزن شوریجه ۳۰

۲-۶-۲-۲- فشار و دمای اولیه مخزن ۳۰

فصل سوم: روشهای مطالعه ۳۱

۳-۱- مقدمه ۳۱

۳-۲- دستگاه راک اول ۳۱

۳-۲-۱- ویژگی های پارامترهای راک – اول ۳۳

۳-۲-۲- کل کربن آلی(TOC) 34

۳-۲-۳- اندیس اکسیژن (OI) 35

۳-۲-۴- اندیس تولید (PI) 35

۳-۲-۵-اندیس هیدروکربن زایی((GI 35

۳-۲-۶-اندیس مهاجرت(MI) 35

۳-۲-۷-اندیس نوع هیدروکربن (Hydrocarbon Ttype Index) 35

۳-۲-۸- اندیس هیدروژن (HI) 35

۳-۲-۹-نمودار نسبتهای HI/Tmax HI/OI وS1/TOC و S2/TOC 36

۳-۲-۱۰-تفسیر داده های راک اول ۳۸

۳-۳- گاز کروماتو گرافی / طیف سنج جرمی ۳۸

۳-۳-۱-گاز کروماتوگرافی درGCMS 39

۳-۳-۱-۱-آنالیز گرافهای گاز کروماتوگرافی ۴۱

۳-۳-۲-طیف سنج جرمی در GCMS 42

۳-۴-بایومارکرها ( نشانه های زیستی) ۴۴

۳-۴-۱- مقدمه ۴۴

۳-۴-۱-۱- بیومارکرها یا نشانه های زیستی ۴۵

۳-۴-۱-۲- انواع بیومارکرها ۴۷

۳-۴-۲-پارامتر های بیومارکری برای تطابق، منشا و محیط رسوبی ۴۹

۳-۴-۲-۱ترپانها (Terpanes) 54

۳-۴-۲-۲-اندیس هموهوپان ۵۷

۳-۴-۲-۳-نسبت پریستان به فیتان ۵۹

۳-۴-۲-۴-نسبت (Isopenoid/n-Paraffin) 60

۳-۴-۲-۵-ایزوپرونوئید های غیر حلقوی>C20 61

۳-۴-۲-۶-باتریوکوکان ۶۱

۳-۴-۲-۷-اندیس اولیانان(Oleanane) 61

۳-۴-۲-۸-بیس نورهوپانها و تریس نور هوپانها ۶۲

۳-۴-۲-۹-اندیس گاماسران ۶۲

۳-۴-۲-۱۰- نسبت(C30/C29Ts) 63

۳-۴-۲-۱۱- -β کاروتن و کاروتنویید ۶۳

۳-۴-۲-۱۲- Bicyclic Sequiterpanes 63

۳-۴-۲-۱۳-کادینانها ۶۳

۳-۴-۲-۱۴- دی ترپانهای دو و سه حلقه ای ۶۴

۳-۴-۲-۱۵- فیچتلیت(Fichtelite) 65

۳-۴-۲-۱۶- دی ترپانهای چهار حلقه ای(Tetracyclic Diterpane) 65

۳-۴-۲-۱۷-ترپان سه حلقه ای ۶۵

۳-۴-۲-۱۸-ترپانهای چهار حلقه ای ۶۶

۳-۴-۲-۱۹-هگزا هیدرو بنزو هوپانها ۶۶

۳-۴-۲-۲۰-لوپانها(Lupanes) 66

۳-۴-۲-۲۱-متیل هوپان(Methyl Hopanes) 66

۳-۴-۳- استیرانها(Steranes) 67

۳-۴-۳-۱-نسبت Rgular Steranes/17α(H)-Hopanes 67

۳-۴-۳-۲- C26استیران ۶۸

۳-۴-۳-۳- استیرانهای (C27-C28-C29) 68

۳-۴-۳-۴- اندیس C30-استیران ۷۰

۳-۴-۳-۵- دیااستیرانهای(C27-C28-C29) 72

۳-۴-۳-۶-نسبت Diasteranes/Regular Steranes 72

۳-۴-۳-۷- ۳-آلکیل استیران ۷۳

۳-۴-۳-۸- ۴-متیل استیران ۷۳

۳-۴-۴- استیروئید های آروماتیکی و هوپانوئید ها ۷۴

۳-۴-۴-۱- C27-C28-C29- منو آروماتیک استیروئیدها ۷۴

۳-۴-۴-۲-(Dia/Dia+Regular)C-Ring Monoaromatic Steroids 76

۳-۴-۴-۳- C¬۲۶-C27-C28تری آروماتیک استیروئید ۷۶

۳-۴-۴-۴- بنزوهوپانها (Benzohopanes) 76

۳-۴-۴-۵-پریلن( (Perylene 76

۳-۴-۴-۶- m/z 239(Fingerprint) و(Fingerprint) m/z 276 77

۳-۴-۴-۷- Degraded Aromatic Deterpane 77

۳-۴-۴-۸-خصوصیات ژئوشیمی نفتها برای تطابق با سنگ منشا ۷۷

۳-۴-۵-بلوغ(Maturation) 79

۳-۴-۵-۱- بیومارکرها بعنوان پارامتری برای بلوغ ۷۹

۳-۴-۵-۲-ترپانها ۸۱

۳-۴-۵-۲-۱-ایزومریزاسیون هموهوپان ۲۲S/(22S+22R) 81

۳-۴-۵-۲-۲-نسبت Βα-Moretane/αβ-Hopanes and ββ-Hopane 82

۳-۴-۵-۲-۳- نسبت Tricyclic/17α(H)-Hopane 83

۳-۴-۵-۲-۴- نسبت Ts/(Ts+Tm) 83

۳-۴-۵-۲-۵- نسبت C29Ts/(C2917α(H)-Hopane+C29Ts) 84

۳-۴-۵-۲-۶- نسبت Ts/C3017α(H)Hopane 84

۳-۴-۵-۲-۷- اندیس Oleanane یا ۱۸α/(۱۸α+۱۸β)-Oleanane 84

۳-۴-۵-۲-۸- نسبت (BNH+TNH)/Hopanes 85

۳-۴-۵-۳- استیرانها (Steranes) 86

۳-۴-۵-۳-۱- نسبت ۲۰S/(20S+20R) 86

۳-۴-۵-۳-۲-نسبت Ββ/(ββ+αα) ۸۶

۳-۴-۵-۳-۳- اندیس بلوغ بیومارکرها (BMAI) 87

۳-۴-۵-۳-۴- نسبت Diasterane/Regular Sterane 89

۳-۴-۵-۳-۵- نسبت ۲۰S/(20S+20R) 13β(H),17α(H)-dia steranes89

۳-۴-۵-۴-استیروئید های آروماتیکی Aromatic steroids 89

۳-۴-۵-۴-۱- نسبت TA/(MA+TA) 89

۳-۴-۵-۴-۲- نسبتMA(I)/MA(I+II) 90

۳-۴-۵-۴-۳- نسبتTA(I)/TA(I+II) 91

۳-۴-۵-۴-۴- نسبتC26-Triaromatic 20S/(20S+20R) 91

۳-۴-۵-۴-۵- منوآروماتیک هوپانوئید (Monoaromatic Hopanoids ) 92

۳-۴-۵-۴-۶- پارامتر MAH 92

۳-۴-۶- تخریب میکروبی (Biodegradation) 93

۳-۴-۶-۱- پارامتر های بیومارکری تخریب میکروبی ۹۳

۳-۴-۶-۱-۱- ایزوپرنوئیدها(Isopernoids) 95

۳-۴-۶-۱-۲- استیران و دیااستیران(Steranes and Diasteranes) 95

۳-۴-۶-۱-۳- هوپانها(Hopanes) 95

۳-۴-۶-۱-۴- ۲۵-نورهوپانها (۲۵-Norhopanes) 96

۳-۴-۶-۱-۵-C28-C34 30-nor-17α(H)-Hopane 96

۳-۴-۶-۱-۶- ترپانهای سه حلقه ای ۹۷

۳-۴-۶-۱-۷- دیگر ترپانها ۹۷

۳-۴-۶-۲- اثرات تخریب میکروبی در تعیین بلوغ و تطابق ۹۷

۳-۴-۷-تعیین سن بوسیله بایومارکرها ۹۷

۳-۵- ایزوتوپهای پایدار ۹۹

۳-۵-۱- مقدمه ۹۹

۳-۵-۲- ایزوتوپهای پایدار ۹۹

۳-۵-۲-۱- اکسیژن ۱۰۰

۳-۵-۲-۲- کربن ۱۰۲

۳-۵-۲-۲-۱- ارتباط بین سن زمین شناسی و

نسبت ایزوتوپ کربن نفت و کروژن ۱۰۶

۳-۵-۲-۲-۲-کاربرد ایزوتوپ کربن در تعیین

نوع محیط رسوبی، نوع کروژن، نوع نفت و مسیر مهاجرت ۱۰۸

۳-۵-۲-۲-۲-۱- نمودار سوفر(Sofer) 108

۳-۵-۳- گوگرد ۱۰۹

۳-۵-۴– کاربرد ایزوتوپهای پایدار در مخازن گاز و کاندنسیت ۱۱۱

فصل چهارم: نحوه نمونه برداری ۱۱۴

۴-۱-مقدمه ۱۱۴

۴-۲-نمونه گیری از میادین گازی ۱۱۴

۴-۲-۱- روش نمونه گیری گاز و سیالات مخزن ۱۱۵

۴-۲-۲- آنالیز نمونه های مخازن خانگیران وگنبدلی ۱۱۷

۴-۳-داده های شرکت نفت ۱۱۷

۴-۳-۱-مقاطع و نمونه ها ۱۱۹

فصل پنجم: بحث و تفسیر ۱۲۰

۵-۱- مقدمه ۱۲۰

۵-۲- تعبیر و تفسیر داده های راک اول ۱۲۰

۵-۲-۱-چاه امیرآباد-۱ ۱۲۰

۵-۲-۲-چاه خانگیران-۳۰ ۱۲۵

۵-۲-۲-۱-سازند چمن بید ۱۲۷

۵-۲-۲-۲-سازند کشف رود ۱۲۹

۵-۳-تعبیر و تفسیر داده های راک اول مقاطع سطحی ۱۳۲

۵-۳-۱مقطع بغبغو ۱۳۲

۵-۳-۲-مقطع خور ۱۳۷

۵-۳-۳-مقطع فریزی ۱۴۱

۵-۳-۳-۱-سازند شمشک ۱۴۳

۵-۳-۳-۲-سازند باش کلاته ۱۴۵

۵-۳-۴-مقطع خانه زو ۱۴۷

۵-۳-۴-۱-سازند چمن بید ۱۵۰

۵-۳-۴-۲-سازند شمشک ۱۵۲

۵-۳-۵-مقطع اردک-آب قد ۱۵۵

۵-۳-۶-مقطع شورک ۱۵۹

۵-۳-۷-نتیجه گیری کلی آنالیز داده های راک-اول ۱۶۳

۵-۴-تعبیر و تفسیر داده های گاز کروماتو گرافی ۱۶۴

۵-۴-۱-مقطع بغبغو سازند کشف رود(G-19) 166

۵-۴-۲-مقطع خور سازند چمن بید(G-11) 167

۵-۴-۳-مقطع اردک آب-قد سازند چمن بید(ABG-15) 167

۵-۴-۴-مقطع شورک- سازند کشف رود(G-10) 168

۵-۴-۵-مقطع بغبغو سازند کشف رود(G-45) 169

۵-۴-۶-نتیجه گیری نهایی آنالیز داده های GC 169

۵-۵-تعبیر و تفسیر داده های بیومارکر مقاطع سطحی ۱۶۹

۵-۵-۱-سازند چمن بید ۱۷۳

۵-۵-۲- سازند کشف رود ۱۷۴

۵-۵-۳- نتیجه گیری نهایی آنالیز بیومارکرهای مقاطع سطحی ۱۸۲

۵-۵-۴- تعبیر وتفسیر داده های بیو مارکری

و ایزوتوپی میعانات سنگ مخزن مخازن مزدوران و شوریجه ۱۸۲

۵-۵-۴-۱- تشخیص محیط رسوبی سنگ منشاء ۱۸۲

۵-۵-۴-۱-۱- نسبت C29/C27 استیران در مقابل نسبت Pr/Ph 183

۵-۵-۴-۲- تعیین محدوده سنی سنگ منشاء ۱۸۴

۵-۵-۴-۲-۱- نسبت C28/C29 استیران ۱۸۴

۵-۵-۴-۲-۲-ایزوتوپ کربن ۱۸۵

۵-۵-۵- تشخیص لیتولوژی سنگ منشاء ۱۸۶

۵-۵-۵-۱- نسبت DBT/ PHEN در مقابل Pr/Ph 186

۵-۵-۵-۲-اندیس نورهوپان ۱۸۷

۵-۵-۵-۳- نسبت C22/C21 تری سیکلیک ترپان

در مقابل نسبت C24/C23 تری سیکلیک ترپان ۱۸۸

۵-۵-۵-۴- نسبتهای C24تترا سیکلیک ترپان ۱۸۹

۵-۵-۵-۵- ایزوتوپ کربن در مقابل نسبت پریستان به فیتان ۱۹۰

۵-۵-۵-۶- مقایسه نسبتهای بیومارکری ۱۹۰

۵-۵-۵-۷- نتیجه گیری لیتولوژی سنگ منشاء ۱۹۱

۵-۵-۶-تشیخص بلوغ سنگ منشاء ۱۹۱

۵-۵-۶-۱-نمودار C24Tet/C23Tri در مقابل C23Tri/C30Hopane 191

۵-۵-۶-۲- نمودار نسبت C30DiaHopan/C30Hopane 192

۵-۵-۶-۳- نمودار نسبت Pr/nC17 به Ph/nC18 مخازن ۱۹۳

۵-۵-۶-۴- نتیجه گیری بلوغ سنگ منشاء ۱۹۴

۵-۵-۷- داده های ایزوتوپی کربن دو مخزن مورد مطالعه ۱۹۴

۵-۵-۸- تشخیص سنگ منشاء های مخازن مزدوران و شوریجه ۱۹۴

۵-۶- تشخیص منشاء تولید سولفید هیدروژن در مخازن گازی کپه داغ ۱۹۶

۵-۶-۱- بررسی ترکیب شیمیایی مخازن ۱۹۶

۵-۶-۲- فشار و دمای مخازن ۱۹۸

۵-۶-۳- پتروگرافی سازندهای مخزنی منطقه کپه داغ ۱۹۸

۵-۶-۴- بررسی آلکانهای نرمال و بیومارکری و آب سازند مخازن ۲۰۰

۵-۶-۴-۱- فراوانی آلکانهای نرمال مخازن ۲۰۰

۵-۶-۴-۲- بیومارکر آدامانتان ۲۰۰

۵-۶-۴-۳- مطالعه ترکیبات هیدروکربوری گوگرد دار در مخازن ۲۰۲

۵-۶-۴-۴- مطالعه آب سازندی مخازن ۲۰۴

۵-۶-۴-۵- بررسی بلوغ میعانات گازی مخازن ۲۰۷

۵-۶-۴-۶- مقایسه ترکیبات گازی مخازن با هیدروکربورهای سنگ منشاء ۲۰۹

۵-۶-۴-۷- ایزوتوپ کربن و گوگرد آلی مخازن ۲۰۹

۵-۷- نتیجه گیری کلی در مورد منشاء سولفید هیدروژن ۲۱۲

فصل ششم: نتیجه گیری نهایی ۲۱۳

پیشنهادات ۲۱۴

پیوستها ۲۱۵

منابع و مآخذ ۲۱۶

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 ۱۸ 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

۲-۱-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 ۵۰۰۰۰ 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.

۲-۲-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′۳۰وْ ۳۵ تا ′۱۵وْ۳۸ عرض شمالی و′۰۰وْ۵۴ تا ′۱۳وْ۶۱ طول شرقی قرار دارد.]۲[

وسعت منطقه در حدود ۵۵۰۰۰۰ کیلومتر مربع یعنی تقریبا ۳.۳ 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(۱-۲)این منطقه را نشان داده است.

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

می گیرد.

تعداد صفحات:۲۳۴