Upper jurassic source rock evaluation and thermal maturity evolution of the NW Sab’atayn Basin, Yemen

• Autorzy: Al-Azazi Nabeel A. S. , Alsrory A. S. A. E. , Albaroot Mohammed

Identyfikatory

DOI

10.4467/21995923GP.23.006.18605

Warianty tytułu

PL

Ocena górnojurajskich skał źródłowych i ewolucja dojrzałości termicznej w północno-zachodniej części Basenu Sab’atayn, Jemen

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

Of Yemen’s Mesozoic basins, the Sab’atayn Basin offers the most significant potential for oil and gas exploration. The key consideration in the evaluation of source rocks to hydrocarbon exploration is the quantity and nature of the organic materials in sedimentations. Using organic geochemistry and total organic carbon content, organic-rich sediments from the Meem (Lower) and Lam (Upper) members from four wells in the NW Sab’atayn Basin were evaluated. The information gained reveals that the Meem source rocks have a total organic carbon content (TOC) value between 0.2–1.68 wt%, therefore suggests fair to very good source rocks. Only two samples in the Kamaran-01 well had values greater than 3 wt%, compared to the Lam source rocks’ values, which range from 0.2 to 3.81 wt%, which suggest excellent source rocks. The majority of the samples are made up of reworked organic debris, with no possibility for interesting source rocks, according to the Rock-Eval pyrolysis data. The majority of the Meem and Lam source rocks samples under study have Tmax values below 440 °C, placing them in the immature to marginally mature and on the main periphery of main phases of hydrocarbon formation. Based on the results of the Meem source rocks’ generative potential (GP), it may be inferred that non-generative rocks status of Meem source rocks due to GP values less than 2 mg HC/gm rock. Additionally, if the burial depth is sufficient to generate the necessary temperature and pressure, source rocks with extraordinarily high GP values of more than 10 mg Hc/g rock may serve as an efficient source rock for the Dahamr Ali-01 well. On the other hand Lam source rock is classified as moderate source rocks. Non-generative potential has been reported from Lam source rock in Himyar-01 well where the GP is less than 1 mg HC/g rock. The cross-plots of pyrolysis characteristics, such as HI versus Tmax (modified van Krevelen diagram) and TOC vs S2, which are most likely the result of deposition of more terrigenous type III organic materials derived from terrestrial in the study area, can be used to determine the kerogen type for Lam and Meem source units. The analysis of Meem source rocks demonstrated that they are typically plotted in the mature zone; however samples of Lam source rocks proved that they have been still immature, merely marginally mature in the Dahamr Ali-01 and Saba-01 wells.

PL

Spośród mezozoicznych basenów w Jemenie, Basen Sab’atay ma najbardziej znaczący potencjał dla poszukiwań ropy naftowej i gazu. Sprawą kluczową w ocenie skał źródłowych w aspekcie poszukiwania węglowodorów jest ilość i natura materii organicznej w osadach. Wykorzystując geochemię organiczną, całkowitą zawartość węgla organicznego, osady bogate w związki organiczne z Meem (dolnego) i Lam (górnego), przeanalizowano próbki z czterech studni w północno-zachodniej części Basenu Sab’atayn. Badania pokazały, że skały źródłowe z Meem mają całkowitą zawartość węgla organicznego (TOC) w granicach 0,2–1,68 wt%, co sugeruje oceny skały źródłowej od dostatecznej do bardzo dobrej. Tylko dwie próbki z odwiertu Kamaran-01 miały wartości powyżej 3 wt%, w porównaniu do skał źródłowych Lam, których wartości wahały się od 0,2 do 3,81 wt%, co sugeruje ocenę doskonałą. Większość próbek pochodzi z przetworzonych szczątków organicznych, bez możliwości stania się interesującymi skałami źródłowymi, według danych pirolizy Rock-Eval. Większość badanych próbek skał źródłowych Meem i Lam ma wartość maksymalną temperatury poniżej 440 °C, co umiejscawia je w grupie od niedojrzałych do słabo dojrzałych, oraz na peryferiach i w głównej części peryferyjnej formacji węglowodorów. Na podstawie wyników potencjału generatywnego (GP) skał źródłowych z Meem można wnioskować, że skały z Meem mają status skał płonnych, ze względu na wartości GP poniżej 2 mg HC/g skały. Ponadto, jeśli głębokość ok. 1,5 m wystarczy do wytworzenia potrzebnej temperatury i ciśnienia, skały źródłowe o niezwykle wysokich wartościach GP – ponad 10 mg Hc/g, skały mogą służyć jako wydajne źródło w odwiercie Dahamr Ali-01. Z drugiej strony skały źródłowe Lam klasyfikuje się jako umiarkowane skały źródłowe. Brak potencjału generatywnego odnotowano w skałach źródłowych z Lam w odwiercie Himyar-01, gdzie GP jest niższe niż 1 mg HC/g skałę. Wykresy cech pyrolizy, takich jak HI versus Tmax (zmodyfikowany diagram van Krevelena) i TOC vs S2, będące najprawdopodobniej wynikiem odkładania się na obszarze badań materiałów organicznych typu III, pochodzących z lądu, mogą być użyte do określenia typu karogenu dla jednostek źródłowych z Lam i Meem. Analiza skał źródłowych Meem pokazała, że zazwyczaj układają się one w strefie dojrzałej; chociaż próbki skał źródłowych z Lam wykazały, że wciąż są one niedojrzałe lub zaledwie na granicy dojrzałości w odwiertach Dahamr Ali-01 i Saba-01.

Słowa kluczowe

EN

upper Jurassic source rocks; thermal maturity; hydrocarbon generation potential; Sab’atayn Basin; Yemen

PL

górnojurajskie skały źródłowe; dojrzałość termiczna; potencjał tworzenia węglowodorów; Basen Sab’atayn; Jemen

• Wydawca: Polska Akademia Umiejętności
• Czasopismo: Geoinformatica Polonica
• Rocznik: 2023
• Tom: T. 22
• Strony: 69--82
• Opis fizyczny: Bibliogr. 25 poz., rys., tab.

Twórcy

autor

Al-Azazi Nabeel A. S.

• Oil and Gas Engineering Department, Faculty of Oil and Minerals, Shabwa University, Shabwa, Yemen

• https://orcid.org/0000-0002-9563-6305

autor

Alsrory A. S. A. E.

• Geophysics Administration, Yemen Company for Investment in Oil & Minerals, Sana’a, Yemen

autor

Albaroot Mohammed

• Applied Geology Department, Faculty of Sciences, University of Saba Region, Marib, Yemen

• https://orcid.org/0000-0001-6798-3863

Bibliografia

• 1. Brannan, J.; Sahota, K.; Gurdip-Gerdes, D.; Berry, J. A. L. Geological evolution of the central Marib-Shabwa basin, Yemen, GeoArabia, 4, 1999, pp. 9–34.
• 2. Albaroot, M.; Ahmad, A.H.M.; Al-areeq N., Sultan, M. Tectonostratigraphy of Yemen And Geological Evolution: A New Prospective; (IJNTR), vol. 2, issue2, 2016, pp. 19–33.
• 3. Alaug, S.; Leythäeuser, D.; Bruns, B.; Ahmed, A.F. Source and reservoir rocks of the Block 18 oilfields, Sabatayn Basin, Yemen: Source rock evaluation, maturation, and reservoir characterization. Iran. J. Earth Sci., 3, 2011, pp. 134–152.
• 4. Al-Areeq, N.M. Formation Evaluation and Petrophysical Characteristics of Some Upper Jurassic Rock Unit (Tithonian) in Alif Field, Sabatayn basin, Yemen. National Research Center, Cairo, J. Appl. Geophys, 10 (2), 2011, pp. 147–168.
• 5. Al-Azazi, N.A.S. Subsurface geological studies and hydrocarbon potentialities of the Sab’atayn Formation (Upper Jurassic) in Alif oil field, Marib-Shabwa basin, Republic of Yemen. Unpublished M. Sc. Thesis, Menoufiya Univ., Egypt, 2010, pp. 236.
• 6. Al-Areeq, N.M. Sedimentary and Reservoir Study of Clastic Members from Sabatyn Formation in Alif Oil Field (Marib-Shabwa Basin) Republic of Yemen. Unpublished master thesis, Baghdad University, Iraq, 2014.
• 7. SPT (Simon Petroleum Technology), The Petroleum Geology of the Sedimentary Basins of the Republic of Yemen, Non-exclusive report, vol. 7.
• 8. Redfern, P.; Jones, J.A. The interior basins of Yemen-analysis of basin structure and stratigraphy in a regional plate tectonic context, Basin Res., 7, 1995, 7, pp. 337–356.
• 9. Bott, W.F.; Smith, B.A.; Oakes, G.; Sikander, A.H.; Ibrahim, A.I. The tectonic framework and regional hydrocarbon prospectivity of the Gulf of Aden, J Petrol Geol, 15, 1992, pp. 211–243.
• 10. Ziegler, M.A. Late Permian to Holocene paleofacies evolution of the Arabian Plate and its hydrocarbon occurrences, GeoArabia, 6 (3), 2001, pp. 445–504.
• 11. Beydoun., Z.R.; As-Saruri, M.L.; El-Nakhal, H.; Al-Ganad, I.N.; Baraba, R.S.; Nani, A.O.; Al-Aawah, M.H. International Lexicon of Stratigraphy, vol. III, ASIA, Fasc. 1012, Republic of Yemen, 1998, pp. 245.
• 12. Al-Wosabi M.; Wasel, S. Lithostratigraphic subdivision of the Kuhlan Formation in Yemen. Arabian Journal Geosciences, 4, 2011, pp. 1323–1335.
• 13. Stephenson, M.H.; Al-Mashaikie, S.Z.A. Stratigraphic note: Update on the palynology of the Akbarah and Kuhlan formations, northwest Yemen, GeoArabia, 16, 2011, pp. 17–24.
• 14. Csato, A.K.; Habib Kiss, K.; Kocz, I., Kovacs, V.K.; Lorincz, K.; Milota, K. Play concepts, 2001.
• 15. Albaroot, M. Reservoir Characterization and Basin Modelling of Marib-Shabwa basin, Un unpublished Phd Thesis, Aligarh Muslim University, India, 2017.
• 16. Seaborne, T.R. The influence of the Sabatayn Evaporites on the hydrocarbon prospectivity of the Eastern Shabwa Basin, Onshore Yemen. Marine and Petroleum Geology, 13, 1996, pp. 963–972.
• 17. Espitalié, J.; Marquis, F.; Barsony, I. Geochemical logging, In: Voorhees KJ (ed) Analytical pyrolysis: techniques and applications. Butterworth, London, 1984, pp. 276–304.
• 18. Peters, K.E. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis, Am. Assoc. Pet. Geol. Bull., 70, 1986, pp. 318–386.
• 19. Peters, K.E.; Cassa, M.R. Applied source rock geochemistry. In Magoon, L.B., and Dow, W.G., (eds.), The petroleum system – from source to trap: American Association of Petroleum Geologists, 60, 1994, pp. 93–120.
• 20. Tissot, P.; Welte, D.H. Petroleum Formation and Occurrence, second ed. Springer, New York, 1984.
• 21. Whelan, J.K.; Thompson-Rizer, C. Chemical methods for assessing kerogen and protokerogen types and maturity: Organic geochemistry principles and applications, In M. H. Engle and S. A. Macko, (eds.), New York Plenum 130, 1993, pp. 289–353.
• 22. Bacon, A.; Calver, C.R.; Boreham, C.J.; Leaman, D.E.K.; Morrison, C.; Revill, A.T.; Volkman, J.K. The petroleum potential of onshore Tasmania: a review. Mineral Resources Tasmania”, Geological Survey Bulletin, 2000, pp. 7–19.
• 23. Waples, W. Geochemistry in Petroleum Exploration, Boston, inter. Human Resources and Develop. Co., 1985, pp. 232.
• 24. Longford, F.; Blanc-Valleron, M.M. Interpreting Rock–Eval pyrolysis data using graphs of pyrolyzable hydrocarbons vs. total organic carbon, AAPG Bull, 74, 1990, pp. 799–804.
• 25. Espitalie, J.; Deroo, G.; Marquis, F. Rock–Eval pyrolysis and its application, Inst. Fr. Petrol., 72, 1985.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa nr SONP/SP/546092/2022 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2024).