Ajeel petrol sahasının (Tikrit-Irak) petrol sistemi parametrelerinin incelenmesi

Bu çalışmada, Jura-Kretase formasyonlarından toplam 70 kayaç örneği, Tersiyer formasyonlardan farklı kuyu-log verileri, karot gözenekliliği/geçirgenliği ve 3 petrol örneği kullanılmıştır. Bu veriler Ajeel petrol sahasında organik jeokimyasal/petrofiziksel ve havza modelleri yapılması için kullanılmıştır. Yüksek miktarda bitüm kapsayan örneklerin biyobelirteç sonuçları, kaynak kayaların yüksek miktarda Tip-II veya karışık Tip-II/III kerojen, plankton-bakteriyel organik madde içerdiği ve az miktarda karasal kökenli organik madde katkısı olduğunu ortaya çıkarmıştır. Jeokimyasal sonuçlar, incelenen petrollerin, indirgen koşullar altında biriken denizel kökenli, karbonatça zengin ve Kerojen Tip II-S kaynak kayaçlardan türetildiğini göstermektedir. Gömülme/olgunluk modelleri, kerojen Tip-II-S kinetik parametre ile organikçe zengin kaynak kayaçlarının erken Miyosen'de (20 Ma) VR=%71-79 ile yüksek olgunluk seviyelerine ulaştıklarını ve günümüze kadar devam ettiğini göstermektedir. Palinofasiyeslerin incelenmesi, kaynak kayaçların distal suboksik-anoksik ve distal disoksik-oksik koşullarda (Tip-II kerojen) biriktiğini ve Jura-Kretase formasyonlarının, Kuzey Irak'taki petroller için ana kaynak olduklarını ortaya çıkarmamıza izin vermiştir. Petrofiziksel ve mineralojik sonuçlar, Miyosen formasyonlarının kireçtaşı, dolomitik kireçtaşı ve anhidritlerden oluştuğunu belgelemiştir. Yüksek toplam (PHIT=%37.7'a varan) ve etkili (PHIE=%30'a varan) gözeneklilik içeriği yanı sıra yüksek hidrokarbon içeriği (599 milyon varil) ile bu formasyonların Mezopotamya havzasındaki ana petrol rezervuarları olduklarını göstermektedir.

The current study focuses on the organic geochemical/petrophysical and basin modeling for Ajeel oilfield, using well-logging data, core porosity/permeability, and 3 oil samples from Tertiary intervals, beside 70 rock samples from the Jurassic-Cretaceous interval. The biomarker results of the extracted bitumen-rich samples indicated that the source rocks received abundant planktonic-bacterial organic-matter input with a limited amount of terrestrial contribution of a high abundance of Type-II or mixed-II/III kerogen. Geochemical data suggest that examined oils derived from kerogen Type II-S at low maturity stages of marine origin carbonate-rich source rocks deposited under reducing conditions. Burial/maturity models with kerogen Type-II-S kinetic parameters prove that organic-rich source rocks reach higher maturity levels, with VR of 71%–79% in the Early Miocene (20 Ma) and continued till now. Palynofacies examinations show that these source intervals deposited in distal suboxic-anoxic and distal dysoxic-oxic conditions with kerogen Type II, indicating Jurassic-Cretaceous succession represents main oil source rocks, northern Iraq. Petrophysical/mineralogical results reveal that the Miocene intervals consist of limestone, dolomitic limestone, and anhydrites. High porosity contents of up to 37.7% and 0.30% for total and effective porosity, respectively, with higher hydrocarbon contents (599 Milion-Baril), indicate that these formations are the main oil reservoir in the Mesopotamian basin.