Duhok ve Süleymaniye bölgelerindeki naokelekan formasyonunun organik jeokimyasal özellikleri ve hidrokarbon potansiyeli

Abstract

Bu çalışmayla, Irak'ın kuzeyindeki Geç Oksfordiyen- Erken Kimmericiyen yaşlı Naokelekan formasyonun organik jeokimyasal özellikleri araştırılmıştır. Üç petrol kuyusu ve iki yüzlekten alınan örneklerin Toplam Organik Karbon (TOC) içeriği, %0.46 ile %21,33 (ortalama%7.06) arasında değişmektedir. TOC içeriklerine göre Jk-1 kuyusu örnekleri çok iyi, Taq Taq-1 kuyusu örnekleri iyi, Bj-1 kuyusu ve Sergelu örnekleri ise zayıf hidrokarbon potansiyeline sahiptir. Piroliz analiz verilerine göre Bj-1 kuyusundaki örneklerin büyük çoğunluğu Tip-II/I kerojen, Jk-1 kuyusu örnekleri Tip-II kerojen, ancak diğer bölgelerdeki örnekler ise Tip-IV kerojen olarak tanımlanmış ve Bj-1 ve Jk-1 kuyusu örneklerinin petrol üretme, Taq Taq-1 ve Sargelu bölgesindeki tüm örneklerin gaz üretme potansiyeline sahip olduğu belirlenmiştir Palinofasiyes analizi yapılan Duhok, Süleymaniye (Sargelu) ve Bj-1 örneklerinin tamamının baskın olarak amorf organik madde (AOM) içerdiği görülmüş ve distal suboksik-anoksik ortamlarda çökelen Tip-I palinofasiyes (PF-1) olarak sınıflandırılmıştır. Jk-1 kuyusundan alınan örnekler AOM ve fitoklast içermekte ve Tip-II palinofasiyes (PF-2) olarak tanımlanmıştır. Sargelu kesitinden alınan örneklerden yapılan Biyomarker analizleri, Geç Oksfordiyen-Erken Kimmericiyen yaşlı Naokelekan formasyonunun açık denizel bir ortamda çökeldiğini ve kayaçların organik maddece zengin olduğuna işaret etmektedir. Irak'ın kuzeyinde farklı üç petrol kuyusu verileri kullanılarak yapılan gömülme tarihçesi modellemesine göre, Naokelekan formasyonun incelenen bölgede Taq Taq-1 kuyusunun bulunduğu yerde en derine gömüldüğü belirlenmiştir.

In this study, organic geochemical characteristics of Late Oxfordian–Early Kimmeridgian aged Naokelekan formation (North Iraq) were investigated Total Organic Carbon (TOC) content of the samples taken from three oil wells and two outcrops are ranged from 0.46% to 21.33% (averaging 7.06%). According to TOC contents, Jk-1 well samples have very good, Taq Taq-1 well samples good, Bj-1 well and Sargelu samples have poor hydrocarbon potential. According to the pyrolysis analysis values of the studied samples from Bj-1 well are classified as type II/I kerogen, samples from Jk-1 well as Type II kerogen, samples other sites as Type IV kerogen. Samples from Bj-1 and Jk-1 well were interpreted as oil prone while the samples from Taq Taq-1 and Sargelu outcrops were interpreted as gas prone. All samples from Duhok, Suleymaniye (Sargelu ) and Bj-1 well comprises amorf organic matter (AOM) so that they were classified as Type I palynofacies (PF-1) deposited in suboxic-anoxic depositional environment. On the other hand samples from Jk-1 well contain AOM and Phytoclasts and were interpreted as Type II palynofacies (PF-2). Biomarker analyses suggest that the Late Oxfordian–Early Kimmeridgian source rocks (Sargelu section) are organic-rich, and deposited in open marine reducing environment. According to the burial history model using three different oil well data in the north of Iraq, it was determined that the Naokelekan formation was buried deepest in the Taq Taq-1 well compared to the other wells.