Characterizations of organic matter in the Garau Formation (Early Cretaceous), in the South of Lorestan

Document Type : Research Paper

Authors

Abstract

The Garau Formation in Tang-e-Haft area of Lorestan province has a thickness of 703m. The lower boundary is with Gotnia evaporite Formation and its upper boundary is continuous with Sarvak Formation and it is mainly consist of alternation of limestone, shaly limestone, shale and marl. In this research, the shale and shaly limestone of this rock unit were sampled in a systematic method. The results of pyrolysis of the samples were drawn in geochemical diagrams and the following results were obtained: In the studied samples, the existing hydrocarbons are indigenous. 60 percent of available kerogen is from type III and 40 percent type II, which are able to produce gas and oil. Amount of Total Organic Carbon (TOC) is in the range of fair to very good and S2 values are low and according to high thickness of the shale layers, it has high ability to produce significant amounts of hydrocarbons. Also, the consideration to palynological slides identified 4 palynofacies. 75 percent of samples were placed within the range of palynofacies I and II (kerogen type III and probable hydrocarbon of gas) and 25 percent were placed within the range of palynofacies VI and IX (mostly type II kerogen and probable hydrocarbon of oil).

Keywords

References

 
منابع
[1]   اختری، م و قویدل سیوکی، م (1385) بررسی پتانسیل هیدروکربوری سازند گرو به عنوان سنگ منشأ نفت خام بر اساس ترمال مچوریتی پالینومرف­ها، دهمین همایش انجمن زمین­شناسی ایران، دانشگاه تربیت مدرس، صفحات 172-165. 
[2]   اسدی مهماندوستی، الف. علیزاده، ب و آدابی، م. ح (1390) ارزیابی ژئوشیمیایی سنگ­های منشا و نفت خام میدان نفتی مارون با استفاده از دستگاه پیرولیز راک ایول و کروماتوگرافی گازی، فصلنامه علوم زمین، سـازمان زمین­شناسی و اکتشافات معدنی کشور، سال بیست و یکم، شماره 82، صفحات 38-31.
[3]   اشکان، س. ع. م (1383) اصول مطالعات ژئوشیمیایی سنگ­های منشا هیدروکربوری و نفت­ها، با نگرش ویژه به حوضه رسوبی زاگرس. روابط عمومی شرکت ملی نفت ایران، 355 صفحه.
[4]   تولایی، م. افتخاری، ن و کسایی، م (1386) مطالعه و ارزیابی سازند گرو در مقطع کوه سفید مرز لرستان- کرمانشاه از نظر سنگ منشا، مجله پژوهش نفت، سال هفدهم، شماره 2-56، صفحات 129-121.
[5]   حسین­پور، م (1386) بررسی میکروفاسیس و محیط رسوبی سازند گرو در کبیر کوه در برش نمونه و تنگ باولک، جنوب غرب ایران، پایان­نامه کارشناسی ارشد، گروه زمین­شناسی، دانشگاه بوعلی سینا همدان، 152 صفحه.
[6]  جمالیان، م، آدابی، م. ح، موسوی، م. ر و صادقی، ع (1390) ژئوشیمی و پتروگرافی سازند گرو (نئوکومین- آپسین) در برش نمونه (کبیرکوه، استان ایلام)، فصلنامه پژوهش­های چینه­نگاری و رسوب­شناسی، سال بیست و هفتم، شماره دوم، صفحات: 26-1.
[7]   دانشگر، ی (1390) پالینوفاسیس، محیط رسوبی و ارزیابی پتانسیل هیدروکربورزائی سازند گرو در چاه هلیلان در لرستان، پایان­نامه کارشناسی ارشد، دانشکده زمین­شناسی دانشگاه تهران، 88 صفحه.
[8]   قویدل سیوکی، م (1389) پالینولوژی و کاربرد آن در زمین­شناسی، پرکامبرین (پروتروزوئیک)، پالئوزوئیک و مزوزوئیک، با تاکید بر نمونه­های فسیل از ایران، انتشارات تک­رنگ، 496 صفحه.
[9]  عظام­پناه، ی، صادقی، ع، آدابی، م. ح و جمالی، الف. م (1391) بایوستراتیگرافی سازند گرو در برش تحت الارضی چاه نفـت، جـنوب کرمانشاه، فصلنامه پـژوهـش­های چینه­نگاری و رسوب­شناسی، سال بیست و هشتم، شماره دوم، صفحات 82-69.
[10]    کسائی، م. انگجی، م (1377) ارزیابی توان نفت و گاز سازند گرو در چاه هفتگل61، پژوهشگاه صنعت نفت ،121 ص.
[11]    لطفی­یار، الف. چهرازی، ع. کمالی، م. ر. ثابتی، ن (1393) بررسی شیل­های سازند گرو در منطقه لرستان به عنـوان منابـع نامـتعارف هیــدروکربنی، مجـله زمین­شناسی نفت ایران، سال سوم، بهار و تابستان 93، صفحات 101-85.
[12]    مطیعی، ه. (1372) چینه­شناسی زاگرس، انتشارات سازمان زمین­شناسی و اکتشافات معدنی کشور، 536 صفحه.
[13]   Behar, F. Beaumont, V. and Pentea do, B (2001) Rock-Eval 6 Technology: Performances and Developments, Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFB, v. 56, p.111-134.
[14]   Dayal, A. M (2013) Unconventional Shale Gas as future source of energy, 3rd Petrocoal Congress, ppt. Copyright@2013 petroleum industry press. Published by Elsevier Inc.
[15]   Dean, W. E. Arthur, M. A. and Claypool, G. E (1986) Depletion of 13C in Cretaceous marine organic matter: Source, diagenetic, or enviromental signal: Marine Geology, v.70, p. 119-154.
[16]   Espitalie J. Madec, M. Tissot, B. Menning, J. J. Leplate, P (1977) Source rock characterization on method for petroleum exploration, proceeding of the 9th Annual Offshore Technology Conference. Houston 439 - 444.
[17]   Espitalie, J., Deroo, G. and Marquis, F (1985) La pyrolyse Rock-Eval et ses applications Rev. Inst. Franç. du Pétr., Part I, 40: 563-578, Part II, 40: 755-784, Part III, 41: 73 89.
[18]   Hosseini, S. A, and Bahrami, S. H (2005)  Micropaleontological studies on the surface samples of stratigraohic columns of  Kabir_Kuh , Tang_e_Haft, Khorram Abad (North West) and Khorram Abad (South East). Paleontological report No. 642. (NIOC).
[19]   Huang, B. Xiao, X. Zhang, M (2003) Geochemistry, grouping and origins of crude oils in the western Pearl River Mouth Basin, Offshore South China Sea: Journal of Organic Geochemistry, v. 34, p. 993-1008.
[20]   Hunt, J. M (1996) Petroleum geochemistry and geology, 2nd edition. W. H. Freeman and Company. 743 p.
[21]   Mukhopadhyay P. K. and Dow G. W (1994) Vitrinite reflectance as maturity parameter of petrographic and molecular characterization and its application to basin modeling, American Chemical Society Washington DC. 120 pp.
[22]   Okada, H. and Mateer, N. J (2000) Cretaceous Enviroments of Asia, 1st edition, Elsevier, 269 pp.
 [23]   Jackson, K. S. Hawkins, P. J. and Bennett, A. J. R (1985) Regional facies and geochemical evolution of the southern Denison Trough: APEA Journal, 20: 143-158.
[24]   James, G. A, and Wynd, J. G (1965) Stratigraphic nomenclature of the Iranian oil Consortium Agreement area, Bulletin of the American Association of the Petroleum Geologists, 49 (12): 2184-2210.
[25]   Jones, R. W (1987) Organic Facies. In: J. Brooks and D. Welte (Eds.) Advances in Petroleum Geochemistry: Vol. 2. Academic Press. London. P 1-90.
[26]   Justwan, H. and Dalh, B (2005) Quantitive Hydrocarbon Potential Mapping and Organofacies Study in the Greater Balder Area, Norwegian North Sea. In: Dore, T. and Vining, B. (eds.), Petroleum Geology: North West Europe and Global Perspectives-Proceeding of 6th Petroleum Geology Conference, Geological Society, London, 1317- 1329.
[27]   Pairaudeau, J. G (1976) Subsurface correlation and reservoir appraisal of the Bangestan Group and Garau Formation in Lurestan: Oil Service Company of Iran, Geological and Exploration Division, Report 1245, 45 p.
[28]   Peters, K. E. and Cassa M. R (1994) Applied source rock geochemistry, in: Magoon, L, B, Dow, W, G. (eds), The petroleum system from source to trap. AAPG memoir 60: 93-120.
[29]   Peters, K. E (1986) Guidlines for evaluating petroleum source rocks using programmed pyrolysis, AAPG Bulletin 70: 318-329.
[30]   Rick C. T and Claxton, B. L (2000) Multidisciplinary thermal maturity studies using vitrinite reflectance microthermometry A new calibration of old techniques, AAPG Bulletin, Vol. 84, No. 10, pp. 1647-1665.
[31]   Shekarifard, A. Baudin, F. Schnyder, J and Seyed-Emami, K (2009) Characterization of organic matter in the fine-grained siliciclastic sediments of the Shemshak Group (Upper Triassic_Middle Jurassic) in the Alborz Range, Northern Iran. Geological Society, London, Special Publications, v. 312; p. 161-174.
[32]   Tyson, R. V (1987) The genesis and palynofacies characteristics of marine petroleum source rocks. In: Brooks, J., Fleet, A.J. (eds.), Marine Petroleum Source Rocks, Geological Society Special Publication 26,: 47- 67.
[33]   Tyson, R. V (1993) Palynofacies analysis. In: Jenkins D.G. (ed.) Applied Micropaleontology: 153-191.
 
Applied Sedimentology
Volume 3, Issue 5 - Serial Number 5
February 2015
Pages 1-11

Files

History

  • Receive Date: 27 October 2015
  • Revise Date: 11 February 2016
  • Accept Date: 05 December 2015

Share

How to cite

Statistics