Organic geochemistry of source rocks and related crude oils in the Gulf of Suez Area, Egypt

In der vorliegenden Arbeit werden die Ergebnisse von organisch-geochemischen Untersuchungen an 286 Gesteins- und 53 Ölproben beschrieben. Die Kem- und Bohrkleinproben wurden aus 16 Bohrungen von 10 verschiedenen Ölfeldem aus dem Gebiet des Golfs von Suez (Ägypten) ausgewählt. Die Gesteinsproben wurden mittels LECO-Analyse auf ihren organischen Kohlenstoffgehalt (TOC) untersucht. Kerogentyp und Reife wurden durch ein infrarotspektroskopisches Verfahren bestimmt. Lithologische und mineralogische Variationen wurden durch Röntgendiffraktometrie und Infrarotspekroskopie quantifiziert. Die Sedimente des Brown Limestone (oberes Senon) und der Thebes-Formation (unteres Eozän) sind aufgrund ihres TOC-Gehalts die organisch-reichsten Muttergesteine. Ihr Kerogentyp ist nach den Ergebnissen der IR-Kerogen-Analyse als Typ I/II und II zu beschreiben. Die Ablagerung des organischen Materials fand in einem salinaren bis hypersalinaren Milieu, teilweise unter extrem reduzierenden Bedingungen statt. Die Anreicherung von organischem Kohlenstoff in den Sedimenten des Brown Limestone werden auch durch erhöhte API-Werte des Gamma-Logs widergespiegelt. Auch dies deutet auf verstärkt reduzierende Ablagerungsbedingungen hin. Die IR-Klassifizierung der Kerogentypen und des Kohlenwasserstoff-Potentials wurde mit Hilfe der klassischen Rock-Eval-Pyrolyse überprüft. Nach den Infrarot- Vitrinitreflektionswerten (%IR-VRE) bewegen sich die Proben der Thebes-Formation im Bereich zwischen beginnender Reife und Reife (im Hinblick auf Ölbildung). Alle untersuchten Proben des Brown Limestone, des unteren Senon und des Cenoman liegen im sogenannten "Ölfenster". Im zentralen Teil des Golf von Suez sind die Muttergesteine der Rudeis-Formation unreif, die Reife steigt jedoch grundsätzlich vom nördlichen zum südlichen Teil des Beckens. Die Ergebnisse der Übersichtsanalysen wurden benutzt, um Proben für die folgenden mehr detaillierten Untersuchungen (GC, GC-MS, Py-GC) auszuwählen. Öl/Muttergesteinskorrelation waren nur durch die kombinierte Anwendung von verschiedenen geochemischen Verfahren möglich. Mehr als 30 Biomarker-Parameter wurden diskutiert und zur Abschätzung von Typ und Reife benutzt. Insgesamt konnten 3 Gruppen und eine Untergruppe von Ölen unterschieden werden. Öle der Gruppe I finden sich im nordöstlichen Teil des Golfs von Suez (Asl, Sudr und Matarma Felder). Diese Öle stammen mit großer Wahrscheinlichkeit von den Muttergesteinen der Raha-Formation (Cenoman). Öle der Gruppe II sind im mittleren Teil des Golfs konzentriert (Felder von Abu Rudeis, Belayim Land, Belayim Marine, Ras Budran und October-Feld). Die geochemische Zusammensetzung dieser Öle spricht für eine überwiegende Beteiligung der Muttergesteine des Brown Limestone und der Thebes-Formation. Diese Muttergesteine sind besonders reich an Schwefel, so daß der Kerogentyp eigentlich besser als IIS beschrieben werden sollte. Kerogene dieses Typs können oft bei relativ geringer Reife bereits Öl generieren. In einer Untergruppe IIA sind Öle zusammengefaßt, die nur geringfügig von denen der Gruppe II abweichen und im westlichen zentralen Teil des Golfs auftreten (Rahmi, Ras Amer , Bakr, Umm El Yusr Felder). Öle der Gruppe III findet man im südlichen zentralen und südlichen Teil des Untersuchungsgebietes ( July, Ramadan, Morgan, Ras El Bahar und Shoab Ali Felder). Hier sind die organisch-reichen Karbonate und Mergel des unteren Senon und der Rudeis Formation die Hauptmuttergesteine. Insgesamt hat der südliche Teil des Golf von Suez aufgrund des Auftretens von mehreren Muttergesteinshorizonten (Rudeis, Untersenon, Brown Limestone und Thebes Formation) und damit assoziierter Reservoire das größte regionale Kohlenwasserstoffpotential im Untersuchungsgebiet. Von einigen Bohrungen wurde mit Hilfe einer modifizierten Lopatin-Methode die Ölbildung modelliert. Für Abu Rudeis- 1 ergibt sich zum Beispiel für den Beginn der Ölbildung eine Zeit von 4 Millionen Jahren bei Temperaturen von 90-100 °C in ca. 2250 m Tiefe. Seit dieser Zeit wurden dort etwa 50% der theoretisch möglichen Menge von Kohlenwasserstoffen umgesetzt.

In the present study 286 rock and 53 crude oil samples were studied geochemically. The core and cutting samples were selected from 16 wells representing 10 off- and on-shore oilfields in the Gulf of Suez, Egypt. The rock samples were analysed using LECO Analyser for their organic carbon content and also by infrared spectroscopy for the classification of the type and thermal maturation of kerogen. Lithologic variations were determined based on X-ray diffraction and IR-mineral analyses. The TOC analysis indicates that Upper Senonian Brown Limestone and Thebes Formation are the richest units in terms of total organic carbon. It is indicated from IR analysis of kerogen that horizons with the highest organic carbon contents have kerogen of type I/II and II, which accumulated in saline to hypersaline, moderately to highly reducing environments. Classification of IR-kerogen types and hydrocarbon potential were confirmed by conventional Rock-Eval analysis. A reasonably good correlation was observed between gamma-ray readings from wireline logs and organic carbon concentrations for Upper Senonian Brown Limestone intervals. This suggests a more anoxic environment, probably in combination with higher salinity of these units relative to the overlying and underlying formations. The IR maturity data for the studied wells suggest that the Thebes Formation has vitrinite reflectance equivalent values (VRE%) ranging between marginally mature to mature. Brown Limestone, Lower Senonian and Cenomanian lie within the maturation zone in the central and southern part of the Gulf of Suez. The Rudeis Formation is immature in the central part of the Gulf, but generally the maturity increases towards the southern part of the basin. The results of screening analyses were used to select samples for subsequent, more detailed organic geochemical analyses (GC, GC-MS and Py-GC). Successful oil/source rock correlation was only possible by the combination of various parameters and techniques. More than thirty biomarker parameters have been discussed and used to assess the source and maturity of oils. Different families of oil have been recognised Cl- in and one subgroup IIA). Group I oils are confined to the northeastern part of the Gulf (Asl, Sudr and Ras Matarma Fields). The most likely source for oils of this group is the Cenomanian source rock of the Raha Formation. The oils belonging to group II are confined to the central part of the Gulf. Upper Senonian Brown Limestone and Thebes Formation carbonates are most similar to this group of oils. The source rocks of Group II oils are rich in organic sulphur compounds and their kerogen can be designated as type IIS kerogen. This type of kerogen appears to generate oils at lower levels of thermal maturity. Subgroup IIA oils, in the west central part of the Gulf, show features which are similar to those of group II. The contribution of the Brown Limestone as a source rock for oil in the central part of the Gulf increases towards the western on-shore side of the Gulf. Oils of Group III are found in the south central and southern parts of the Gulf of Suez. Lower Senonian and Rudeis Formation carbonates and marls are mainly the source rocks of group III oils. The south central part of the Gulf of Suez is prolific due to the presence of multiple source rocks (Rudeis Formation, Lower Senonian, Brown Limestone and Thebes Formation) and appropriate reservoirs emplaced over geologic time. Oil generation of some wells was modelled using a modified Lopatin approch. At Abu Rudeis- 1 for instance, oil generation started about 4 m. y. ago, at a temperature around 90-100 °C and depths of 2250 m. About 50% of the oil has been generated since then.