ارزیابی ژئوشیمی آلی توالی کرتاسه‌ بالایی– پالئوژن (سازند گورپی) در برش پشته از ساختمان کبیرکوه

قرارگیری سازند گورپی به سن کرتاسه‌پسین پالئوژن در بین دو مخزن مهم بنگستان و آسماری نه تنها آن را به عنوان پوش سنگ بلکه به عنوان سنگ منشا نیز مطرح کرده است. هدف از انجام این مطالعه ارزیابی ژئوشیمی آلی سازند گورپی به عنوان سنگ منشا احتمالی، شامل ارزیابی توان هیدروکربنی (کمیت)، نوع کروژن (کیفیت) و بلوغ حرارتی مواد آلی، در برش پشته از ساختمان کبیرکوه است. مقدار کل کربن آلی (toc) در 31 نمونه مطالعه شده از رسوبات کرتاسه بالایی سازند گورپی 04/0 تا 67/1 (میانگین 32/0) و در 13 نمونه مطالعه شده بخش پالئوژن سازند گورپی 13/0 تا 33/0 (میانگین 22/0) درصد وزنی می باشد. هم چنین مقدار پارامتر s2 در  بخش کرتاسه بالایی 02/0 تا 66/6 (میانگین 87/0) و در بخش پالئوژن 03/0 تا 26/0 (میانگین 07/0) میلی گرم هیدروکربن بر گرم سنگ می باشد. این مقادیر بیانگر توان ضعیف تا مناسب برای سازند گورپی در بخش کرتاسه بالایی خود و توان ضعیف برای بخش پالئوژن در برش مورد مطالعه است. نمودار اندیس هیدروژن (hi) در برابر اندیس اکسیژن (oi) و نمودار s2 در برابر toc نشان دهنده آن است که توالی رسوبی کرتاسه بالایی به طور عمده دارای کروژن نوع ii تا کروژن ii/iii بوده و توانایی زایش نفت/گاز را دارد. حال آنکه توالی رسوبی دانین عمدتاّ نبود توانایی تولید هیدروکربن است. هم چنین رخساره‌های آلی تعیین شده برای توالی کرتاسه‌بالایی محدوده c تا d و برای توالی رسوبی دانین در محدوده bc و c را نشان می دهد. نهایتا پارامترهای tmax و pi بیانگر بلوغ نسبتاّ بالای سازندگورپی بوده و نشان دهنده ورود آن به پنجره نفتی است.

Geochemical assessment of the UpperCretaceous Paleogene succession (Gurpi Formation) in the Poshteh section of the KabirKuh structure

The Gurpi Formation (late CretaceousPaleogene) has been considered as a cap rock and source rock because of its stratigraphic position between two important Bangestan and Asmari reservoirs. The purpose of this study is geochemical evaluation of the Gurpi Formation as a possible source rock at Poshteh section in Kabirkuh structure, consist of hydrocarbon enrichment (quantity), kerogen type (quality) and thermal maturity of organic matter. The TOC content of 31 studied samples from the Upper Cretaceous deposits of Gurpi Formation ranges from 0.04 to 1.67 (average 0.32 wt.%) and 0.13 to 0.33 (average 0.22 wt.%) in13 studied samples from the Paleogene succession. Also, the S2 parameter varies between 0.02 to 6.66 (average 0.87 mgHC/gr rock) and 0.03 to 0.26 (average 0.07 mgHC/grRock) for the Upper Cretaceous and Paleogene successions respectively, which means poor to fair hydrocarbon potential for Upper Cretaceous and poor for Paleogene deposits in studied section. The HI/OI and the S2/TOC diagrams indicate that the Upper Cretaceous deposits are mainly composed of type II to II / III kerogen, related to their suboxic marine environment, and the ability of oil and gas generation. However, the Paleogene succession mostly lacks the ability to produce hydrocarbons. The determined organic facies for the Upper Cretaceous succession range C to D and for the Paleogene succession range BC and C. Maturity indicator parameters of PI and, Tmax reveals oil generation window for the Gurpi samples in the studied area.