Генетические типы нефтей продуктивных отложений в Иракском Курдистане (Месопотамская и Предзагрозская нефтегазоносные провинции) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Хама Амин Ребаз Абдалазиз

• Хама Амин Ребаз Абдалазиз
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Хама Амин Ребаз Абдалазиз

Введение

Глава 1. Теоретические основы анализа углеводородных систем

1.1 Геохимия нефти и газа

1.1.1 Происхождение и генерация углеводородов

1.1.2 Миграция и аккумуляция углеводородов

1.1.3 Углеводородные системы и семейства нефти

Глава 2. Геологическая обстановка

2.1 Региональная нефтяная геология

2.2 Тектоническая история Ирака и Иракского Курдистана

2.3 Основные тектонические события

2.4 Стратиграфия Ирака и Иракского Курдистана

2.5 Углеводородные системы Ирака и Иракского Курдистана

Глава 3. Аналитические методы и параметры

3.1 Образцы

3.1.1 Образец горной породы (осадок)

3.1.2 Углеводороды

3.2 Анализ

3.2.1 Общее содержание органического углерода и пиролиз Rock-Eval

3.2.2 Экстракция по Сокслету, жидкостная хроматография и выделение углеводородных фракций

3.2.3 Газовая хроматография - детектор ионизации в пламени (ГХ-ДИП)

3.2.3.1 Геохимические параметры ГХ-ДИП

3.2.4 Газовая хроматография - масс-спектрометрия (ГХ-МС)

3.2.4.1 Геохимические параметры для анализа ГХ-МС

3.2.5 Жидкостная хроматография среднего давления (ЖХСД)

3.2.6 Стабильный изотоп углерода

Глава 4. Геохимические характеристики нефтей и нефтематеринских пород

4.1 Литературный обзор

4.2 Образцы нефти

4.2.1 Объемные свойства

4.2.1.1 API плотность

4.2.1.2 Содержание серы

4.2.1.3 Состав насыщенных и ароматических углеводородов

4.2.2 Молекулярный состав

4.2.2.1 Нормальные алканы

4.2.2.2 Пристан/Фитан

4.2.2.3 Индекс предпочтений углерода (ИПУ) Carbon Preference Index (ИПУ (CPI))

4.2.2.4 Анализ интервала кипения бензиновой фракции

4.2.3 Биомаркерные характеристики

4.2.3.1 Определение условий осадконакопления и источников ОВ по биомаркерам

4.2.3.1.1 Стераны и диастераны

4.2.3.1.2 Индекс гаммацерана

4.2.3.1.3 Терпаны

4.2.3.1.4 Ts/ (Ts+Tm)

4.2.3.1.5 Олеанан

4.2.3.1.6 Дибензотиофен (ДБТ)/Фенантерен (DBT)/Ph

4.2.3.2 Определение созревания по биомаркерам

4.2.3.3 Биодеградация нефти

4.1.3.3.1 Контроль условий биодеградации нефти

4.1.3.3.2 Масштаб биодеградации

4.1.3.3.3 Состав преобразованной нефти

4.1.3.3.4 Параметры биодеградации

4.2.3.4 Параметры, связанные с возрастом

4.1.3.4.1 Олеанановый индекс (Олеанан / С30 гопан)

4.1.3.4.2 Расширенные коэффициенты трициклических терпанов (ETR)

4.1.3.4.3 Соотношение стеранов С28 / С29 как функция геологического времени

4.2.4 Стабильный изотоп углерода

4.3 Образцы пород

4.3.1 Пиролитические исследования

4.3.1.1 Содержание органического углерода (TOC)

4.3.1.2 Rock-eval параметры

4.3.1.2.1 Водородный индекс (HI) и кислородный индекс (OI)

4.3.1.2.2 Генетический потенциал

4.3.1.2.3 Коэффициент трансформации (TR)

4.3.1.2.4 Индекс битуминозности (S1 / ТОС%)

4.3.1.2.5 S2 and TOC%

4.3.2 Нормальные алканы и изопреноиды

4.3.3 Характеристики биомаркеров экстрактов пород

4.4 Корреляция между нефтями (нефть-нефть)

4.4.1 Описание статистического метода

4.4.2 Семейства нефтей: классификация и идентификация

4.4.3 Семейства нефтей: географическое и стратиграфическое распространение

4.5 Корреляция нефтей и материнских пород (нефть-материнская порода)

Глава 5. Заключение, Рекомендации

5.1 Заключение

5.2 Рекомендации

Список литературы

Введение

Иракский Курдистан привлекает многие нефтяные и газовые компании, в первую очередь, своими огромными неразрабатываемыми и еще не открытыми запасами УВ сырья. По публикуемым оценкам запасы углеводородного сырья в Курдистане составляют 2% от мировых запасов, что является необычайно высоким показателям для территории, сопоставимой по размерам с территорией Московской области.

Курдистанская нефть составляет 60% добываемой в Ираке. По мнению многих экспертов - это последний район добычи лёгкой нефти, поскольку все известные нефтяные провинции уже исчерпали свои возможности по месторождениям, не требующих больших затрат на разведку и добычу. Курдистан имеет большой потенциал, чтобы быть серьезным энергетическим игроком на мировом уровне. Но нефтяная геология в Курдистане только начинает развиваться и многие аспекты в изучении процессов формирования месторождений, в том числе и геохимические исследования, все еще остаются «белыми пятнами».

Территория Курдистана поделена на лицензионные блоки, большая часть которых находится на стадии поиска или разведки. Работы на этих блоках ведутся различными компаниями, которые не заинтересованы в выполнении региональных исследований, а государственных структур, нацеленных на решение этой задачи, в Иракском Курдистане пока не создано. И если геолого-геофизическая информация еще накапливается, систематизируется и анализируется, то геохимические данные фрагментарны и часто закрыты, аналитика выполняется по различным внутренним стандартам компаний.

Изучение свойств и состава нефти продуктивных отложений определенного региона и их генетическая типизация является важным аспектом комплексного геолого-геохимического исследования нефтегазоносности района с целью оценки перспектив и определения дальнейших направлений поиска и разведки залежей углеводородных флюидов (УВ-флюидов).

Иракский Курдистан находится в северной части пояса Загрос и, по оценкам, содержит около 45 миллиардов баррелей из общих 115 миллиардов баррелей нефтяных запасов Ирака, что делает Ирак шестым государством по величине запасом нефти в мире. (Alsharhan и Nairn, 2003), а также (Pitman и др.2004) предположили, что основные нефтематеринские породы были сформированы в юрско-меловой период, также существует большое количество данных, свидетельствующих о том,

что эти два периода отвечают формированию большинства иракских нефтяных резервуаров. По этой причине выделены следующие направления исследования:

1. определить потенциал нефтематеринских отложений, тип керогена и термическую зрелость изученных пластов в исследуемой области;

2. охарактеризовать геохимический состав нефти в нефтяных системах Курдистана;

3. определить основные семейства нефтей, обнаруженных в районе исследования;

4. выявить взаимосвязи между нефтематеринскими породами и связанными с ними семействами нефти;

5. Изучить влияние процессов вторичного изменения (например, биодеградации) на состав пластовой нефти, попавшей в неглубоко залегающие коллекторы.

Для достижения целей данного исследования были использованы различные геохимические анализы (Глава 3). Инструменты корреляции нефть-нефть и нефть-нефтематеринская порода используются для дифференциации геохимических типов нефти и, следовательно, для классификации пластовой нефти по группам.

Была выполнена интеграция геохимических и геологических данных для лучшего понимания химических изменений пластовой нефти и для демонстрации значительной роли сложных тектонических условий в управлении путями миграции и, следовательно, распределении семейств нефти в исследуемом районе.

Фактический материал

Были проанализированы сто тридцать пять образцов горных пород с шестидесяти пятью пробами экстракта (Табл.4.11 и Таблица 4.20-4.22 соответственно) из потенциальных нефтематеринских пород на исследуемой территории (керна и шлама) возраста от третичного до юрского. С целью оценки потенциала образцов нефтематеринской породы, её качества и количества, а также проведения корреляции нефти с источником (глава 4) были проведены следующие методы исследования: содержание общего органического углерода (TOC), пиролиз Rock-Eval, экстракция растворителем для насыщенного и ароматического стабильного изотопного состава углерода (513C), газовая хроматография (ГХ) и газовая хроматография-масс-спектрометрия (ГХ-МС). Сорок шесть проб нефти были отобраны из продуктивных пластов по всему стратиграфическому объему (табл.3.1) и включали меловые и третичные коллекторы. Все образцы нефти были проанализированы с помощью газовой хроматографии цельной нефти (ГХ), анализа легких углеводородов, газовой хроматографии - масс-спектрометрии (ГХ-МС), жидкостной хроматографии

среднего давления (ЖХСД) и стабильного изотопа углерода для скрининга основных геохимических свойств нефти. Оба типа образцов были предоставлены для этого исследования такими лабораториями, как: Weatherford Laboratories, Schlumberger Reservoir Laboratories, Expro North Sea Ltd, Geomark Research Ltd, Iraqi national company laboratory, были также освещены опубликованные исследования.

Научная новизна

• Впервые выполнен геохимический анализ для определения нефтегазоматеринских способностях формации Шираниш на изучаемой территории.

• Проведена оценка свойств и потенциала нефтегазоносности пород юрского - мелового возраста и условий их осадконакопления;

• Выявленные особенности молекулярного состава нефтей, данные изотопного состава позволяют установить типы исходного ОВ, фазовые условия его накопления - уровень катагенетической зрелости нефтей Загрозского и Месопотамского бассейнов.

• Многоуровневый групповой анализ разделяет 46 проанализированных образцов нефти из меловых-третичных коллекторов Иракского Курдистана (Загрозский и Месопотамский бассейн) на семь генетических семейств нефти, сгенерированных из различных нефтематеринских пород разного возраста и генезиса;

• Выбраны наиболее коррелятивные молекулярные параметры в составе нефтей для Иракского Курдистана (Загрозский и Месопотамский бассейны).

Защищаемые положения.

1. Объемный геохимический анализ образцов нефтематеринских горных пород указывает на переход органического вещества со смешанным II-III типом керогена в пределах формации Аалиджи от ранней к более зрелой стадии, в то время как органическое вещество формации Шираниш указывают на незрелую или раннюю стадию зрелости, а также II тип керогена. Но органическое вещество формации Баламбо находится на стадии от ранней до зрелой с типом керогена от III до II. Органическое вещество формации Барсарин также указывает на стадию от ранней до зрелой с керогеном типа II и типа III, для формации Чиа Гара и Наокелекан оно находится на зрелой стадии, в основном с керогеном II типа, наконец, органическое вещество в пласте Саргелу, расположено в зрелой зоне с типом керогена от I до II. Результаты указывают на различный потенциал генерации углеводородов. Было обнаружено, что весь

район исследования обладает от достаточного до хорошего потенциала, особенно в формациях Аалиджи и Баламбо. В то время как органическое вещество в формациях Чиа Гара и Барсарин обладает от удовлетворительного до очень хорошего потенциала. Наблюдается, что органическое вещество в исследуемых пластах имеют более высокий потенциал генерации углеводородов в диапазоне от хорошего до очень хорошего, в частности, в пластах Шираниш, Наокелекан и Саргелу. А органическое вещество в формациях Аалиджи, Шираниш, Баламбо, Чиа Гара, Наокелекан и Саргелу в изученных скважинах, в общем, является сингенетичным.

2. Материнские толщи экстрактов формации Шираниш отлагались в условиях от слабо восстановительных до окислительных условий карбонатного морского сланца с типом органического вещества -III / II, образцы экстрактов Баламбо предполагают смешанный морской карбонатный-морской сланецевый источник органического вещества с типом керогена -III / II, образовавшийся в восстановительных условиях. источник экстрактов Барсарина, не имеющих примесей, предполагает наличие морского карбоната с терригенным привносом органического вещества (типа II / III керогена), отложившегося в субокислительных условиях. Источники органических веществ в экстрактах Чиа Гара, Наокелекан и Саргелу отлагались в бескислородной, восстановительной морской карбонатной среде с керогеном типа II или П^.

3. На основании распределений биомаркеров сорок шесть проанализированных проб нефти из мелового, мио-олигоценового, миоценового и плиоценового резервуаров в районе исследования разделяются на семь генетических семейств нефти, как показано на (Рис. 4.454.49). Разделение выполнено на основе 16 параметров биомаркеров, перечисленных в таблицах 4.1-4.7, которые включают трициклические терпаны Рг / н-С17, Р11 / н-С18, pr / ph, ИПУ (СР1) (ИПУ), Тт / Т^ С22 / C21, C24 / C23, C25 / C26, гомогопаны С35 / Cз4, норгопан / гопан, С28 / С29, стеран / гопан С 27 / С29, диастеран / стеран, ДТФ /Ф и% С27,% С28,% С29 стераны. Эти семь семейств нефти были получены из нефтематеринских пород с преобладанием керогена типа II или типа II-S, но с некоторыми вариациями в органической фации, разного возраста и с различными условиями осадконакопления.

4. Корреляция нефть-нефтематеринская порода в этом исследовании дала хорошие результаты. Были сделаны следующие выводы: эктракты породы позднемеловой формации Шираниш из Курдамир-1 не коррелируют с какими-либо нефтяными семействами в исследуемом районе. Нефти Семейства 1 демонстрирует довольно хорошую корреляцию с экстрактами породы Наокелекан, и в то же время считается продуктом генерации материнской породы Чиа Гара в качестве вторичного источника нефти. Нефти Семейства 2 имеют несколько нефтематеринских пород, которые коррелируют с экстрактами из формации Чиа Гара, поскольку основная материнская порода также насыщена формациями Наокелекан и Саргелу. Образцы нефти Семейства 4 показывают хорошую корреляцию с образцами экстрактов Баламбо и Барсарина. Нефти Семейства 5 имеют сходство и соотносятся с экстрактами Саргелу в качестве основного источника для этого семейства. Параметры биомаркера свидетельствуют о молекулярном вкладе экстракта Чиа Гара и Саргелу в нефти Семейства 6. Нефти семейства 3 и 7 содержат пробы просачивающихся нефтей с севера и юга Халабджи, которые не коррелируют ни с какими образцами экстрактов из района исследований. Это происходит, во-первых, из-за влияния зрелости и вторичных процессов, таких как (биодеградация, промывка водой и т. д.), что означает химически сильное изменение, и, во-вторых, из-за плохой изученности территории, отсутствия скважин, а соответственно и образцов и экстрактов горных пород. По этой причине нефтематеринской может являться совершенно другая, еще не изученная порода.

Практическая значимость.

Иракский Курдистан обладает огромным углеводородным потенциалом и в будущем может стать крупнейшм нефтедобывающим районом северного Ирака. В настоящее время здесь открыто более 15 нефтяных месторождений различных размеров, самые крупные из которых Киркук и Хамрин, но, тем не менее, большая часть территории Курдистана все еще мало изучена. Развитие нефте- и газодобывающей промышленности и привлечение инвестиций является жизненно важной задачей для Иракского Курдистана, решение которой невозможно без научного обоснования направлений поисково-разведочных работ. Результаты выполненных исследований позволяют повысить надежность оценки геологических рисков и углеводородного потенциала меловых и кайнозойских отложений Загросского и Местопотамского бассейнов и могут быть использованы как государственными органами при выработке лицензионной политики, так и компаниями-инвесторами.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Генетические типы нефтей продуктивных отложений в Иракском Курдистане (Месопотамская и Предзагрозская нефтегазоносные провинции)»

Апробация работы

Результаты исследования по теме диссертации докладывались на конференциях: 71-я Международная Молодежная Научная Конференция «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина-2017» (г. Москва, Россия), Международная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов-2019» (МГУ, г. Москва), 73-я Международная Молодежная Научная Конференция «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина-2019» (г. Москва, Россия), По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, включающих тезисы докладов на международных конференциях.

Структура и объем работы

Диссертационная работа содержит 235 страниц текста, состоит из 5 глав и введения. Работа иллюстрирована 97 рисунками, содержит 40 таблиц. Список использованной литературы насчитывает 226 наименований.

Благодарности

Автор искренне благодарен своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору заведующий кафедрой, Хафизов Сергей Фаизович и научному консультанту, кандидату геолого-минералогических наук, доценту Косенкова Наталия Николаевна за поддержку и постоянная помощь на разных этапах создания работы.

Автор глубоко признателен за консультации, ценные советы и практическую помощь сотрудникам кафедры геологии углеводородных систем, а также всем коллегам и друзьям, помогавшим этой работе состояться. Создание работы было бы невозможно без поддержки и понимания родных и близких автора.

Глава 1. Теоретические основы анализа углеводородных систем

1.1 Геохимия нефти и газа

Геохимия нефти и газа является общепринятой отраслью науки, в которой используются химические принципы для изучения процессов генерации, миграции, аккумуляции и изменения углеводородов, что в дальнейшем применятся при поиске и добыче нефти и газа. В этом контексте геохимия нефти и газа имеет свое прикладное применение как в разведке и добыче «традиционных» углеводородов, так и в разработке «нетрадиционных» ресурсов, таких как сланцевый газ. Геохимические методы повышают эффективность на этапе разведки нефти за счет учета многих факторов, которые контролируют объемы нефти, находящейся в залежи, в том числе качество и потенциал нефтегазоматеринской породы, термическую зрелость и время генерации-миграции-аккумуляции относительно формирования ловушки. На рис.1.1 показано, что комплекс геохимических параметров в сочетании со структурными и пластовыми данными увеличивают эффективность разведки более чем в два раза по сравнению с использованием только геофизических данных (Murris, 1984). В этом контексте нефтяная геохимия применяется в разведке, например, в (1) углеводородных системах и оценке риска на этапе разведки (Hunt, 1996; Murris, 1984), 2) исследования молекулярного состава, биологических маркеры, изотопной химии и хемометрическом анализе для генетической корреляции нефть-нефть и нефть-нефтегазоматеринская порода (Dahl и др., 1993; MacKenzie, 1984; Mackenzie и др., 1983; Peters и др., 1994; Peters & Moldowan, 1993; Peters и др., 1986b; Philp, 1985), (3) 3D бассейновом моделировании (Peters и др., 2000a; Welte и др., 1997), и (4) выявлении влияния вторичных изменений на состав нефти (Behar и др., 1997; Connan, 1984; Horsfield и др., 1992; Tissot & Welte, 1984; Wilkes и др., 2008).

Рисунок 1.1: Применение геохимии нефти и газа для улучшения эффективности прогнозирования (с модификациями по Murris, 1984).

На этапе добычи и разработки месторождений геохимические исследования дополняют имеющуюся информацию о разработке пласта для решения проблем, связанных с коллектором, которые могут привести к увеличению добычи большого количества не извлечённых углеводородов, оставшихся в ловушках. Геохимия нефти и газа с успехом применяется для такой работы с коллекторами, как 1) оценка непрерывности пласта (Halpern, 1995; Nederlof et al., 1994; Ross & Ames, 1988; Slentz, 1981), (2) анализ смешанной добычи из нескольких зон (Hwang et al., 2000; Kaufman & Ahmed, 1990), (3) оценка потенциала смешивания углеводородов из нескольких источников (Chen и др., 2003b; McCaffrey и др., 1996; Zhang и др., 2003), (4) прогноз качества нефти в залежи (Bement и др. , 1996; Baskin & Jones, 1993), и (5) прогноз газонефтяных и водонефтяных контактов (Baskin и др., 1995). В следующих разделах описываются основные принципы геохимии горючих ископаемых.

1.1.1 Происхождение и генерация углеводородов

Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов, полученных в результате разложения органических веществ, захороненных в осадочных породах. Органическое вещество поступает в отложения в виде остатков таких организмов, как водоросли, бактерии и высшие растения. По мере накопления и литификации осадков образуются осадочные породы. Потенциальными нефтегазоматеринскими породами являются мелкозернистые осадочные породы, богатые органическим веществом, которые эмпирически коррелируют со сланцами и содержат более 0,5% органического углерода (TOC) (Philippi, 1965). Процесс преобразования органического вещества в нефть (нефть и газ) делится на три основных этапа, называемых процессом созревания, и включает в себя: диагенез, катагенез и метагенез, как показано на рисунке 1.2 (Horsfield & Rullkotter, 1994a; Killops & Killops, 1993 ; Tissot & Welte, 1984).

Рисунок 1.2: Основные этапы нефтеобразования: диагенез, катагенез и метагенез, (с модификациями по ИогейеЫ & ЯиПкойег, 1994а).

Диагенез органического вещества относится к биологически, химически и физически индуцированным изменениям состава органического вещества, происходящим в осадочных породах

при эквивалентной отражательной способности витринита 0,5% (Hunt, 1996; Peters и др., 2005). Фактически, эти изменения начинаются еще до того, как органическое вещество достигает донных отложений, поскольку оно, проходя через толщу воды, является источником пищи как для макрофауны, так и для (аэробных) бактерий. Действительно, значительная часть органического вещества, попадающего в осадок, поступает в виде остатков живых организмов и / или высших растений. Разложение происходит тогда, когда органическое вещество достигает поверхности осадка.

Захоронение органического вещества путем последующего накопления осадка в конечном итоге изолирует его от воды. В местах, где поток захоронения органического вещества достаточно высок в конечном итоге происходит полное поглощение кислорода. По мере захоронения органического вещества на все большей глубине, оно подвергается воздействию бактериальных сообществ, использующих прогрессию электронных рецепторов (окислителей). В этих условиях существует ряд зон, где происходит восстановление азота, железа и сульфатов (анаэробно) (Killops & Killops, 1993). Основная масса органического вещества в отложениях существует в твердой форме, однако только растворенные соединения могут проникать через клеточные мембраны и быть полезным источником питания для микробов. По этой причине бактерии высвобождают ферменты, которые сначала разбивают нерастворимые сложные органические молекулы на более мелкие растворимые. Сложные органические молекулы, как правило, не могут быть полностью окислены одним организмом, потому что ни один организм не может производить все необходимые ферменты. Вместо этого эти молекулы разрушаются комплексом бактерий. Таким образом, белки, углеводы и липиды расщепляются на аминокислоты, простые сахара и длинноцепочечные жирные кислоты. В то же время существуют очень сложные соединения, которые практически не поддаются разложению (биомакромолекулы). Такие биомакромолекулы будут сохраняться и / или конденсироваться в геополимеры с образованием так называемого керогена, который является основным продуктом диагенеза (Tissot & Welte, 1984). Кероген - это органическое вещество, нерастворимое в воде и органических растворителях. Обычно керогену сопутствует более мелкая фракция растворимого органического вещества, называемого битумом. Основываясь на объемных соотношениях H/C и O/C, было выделено три типа керогена. Кероген I типа богат липидами, особенно длинноцепочечными алифатическими соединениями, и обладает высоким нефтяным потенциалом. Он происходит главным образом из водорослей и остатков бактерий, часто приуроченных к условиям озер. II тип керогена является наиболее распространенным. Он происходит главным образом из планктонных и бактериальных остатков, отложившихся в морской

среде (хотя также встречаются остатки высших растений) (Tissot & Welte, 1984; Espitalie и др., 1977). Содержание в нем липидов и нефтяной потенциал несколько ниже, чем у керогена I типа. Кероген III типа богат ароматическими структурами, но содержит немного алифатических структурах. Он формируется в основном из остатков сосудистых растений. Он характеризуется невысоким нефтяным потенциалом, но может быть источником газа (Horsfield & Rullkotter, 1994a; Hunt, 1996). По мере захоронения органическое вещество испытывает все более высокие температуру и давление. Несмотря на то, что в основном бактериальное разложение происходит высокими темпами в верхних метрах осадка (глубины диагенеза), оно может продолжаться гораздо более медленными темпами в течение неопределенного времени. Действительно, бактерии были обнаружены в подземных породах при температуре до 75 %о и глубине почти 3 км. Когда бактериальная активность прекращается, начинается ряд новых реакций, в ходе которых органическое вещество стремится прийти в равновесие с более высоким давлением и температурой. Совокупность реакций, при которых кероген распадается на различные углеводороды и сложнорастворимый остаток, называют катагенезом. На нефтегенерационной стадии катагенеза, называемой нефтяным окном, происходит максимальное образование углеводородов, отражательная способность витринита обычно находится в диапазоне от 0,6 до 1,3%. Во время катагенеза первыми начинают разрушаются гетероатомные связи, так как они обычно слабее углерод-углеродных связей. Углеводороды, выделяющиеся на этой стадии, представляют собой углеводороды, которые присоединены к структуре керогена гетероатомными соединениями или заключенные внутри него. Таким образом, в углеводородной фракции битума в незрелом керогене преобладают «хемофоссилии» или биомаркеры, то есть молекулы, которые потеряли свои функциональные группы, но основной скелет которых сохранился (Peters & Moldowan, 1993; Killops & Killops, 1993). При повышении температуры также разрушаются углерод-углеродные связи, этот процесс называется крекингом. Углерод-углеродные связи в центре цепочек немного слабее, чем на концах. При их разрушении происходит выделение углеводородных фрагментов, которые постепенно разбавляют биомаркеры. Также этот эффект воздействует на размер выделяемых углеводородов, которые уменьшаются по мере увеличения зрелости. Таким образом, при относительно низком содержании углерода (~ C10) отмечается максимальное количество углеводородов, генерируемых в нефтяном окне катагенеза, и их содержание стабильно уменьшается с увеличением количества углерода (Peters et al., 2005). Когда температура достигает и превышает 150 %, начинают преобладать более мелкие углеводороды (<C5). При температуре и давлении на поверхности эти соединения представляют собой газы. Однако в них растворяется меньшее количество более длинных цепей (>C5). Они конденсируются в

жидкости при достижении поверхности и называются конденсатами. Углеводороды, в которых преобладают газы, но содержат значительное количество более длинных углеводородов, называются газовыми конденсатами. Стадия катагенеза, на которой происходит их образование, соответствует температуре150-180%о и называется зоной влажного газа. При более высоких температурах жидкие углеводороды полностью удаляются путем разрыва связи С-С. В конечном итоге все С-С-углеводородные связи разрываются, в результате чего метан (СН4) остается единственным углеводородом, сопровождаемый почти чистым углеродным остатком. Эта стадия преобразования называется метагенезом или зоной сухого газа (Horsfield & Rullkotter, 1994a; Bordenave, 1993).

1.1.2 Миграция и аккумуляция углеводородов

Большинство нефтегазоматеринских пород мелкозернисты. Под воздействием давления в процессе захоронения пористость этих пород характеризуется довольно низкими значениями, поэтому жидкие и газообразные углеводороды вытесняются при насыщении; этот процесс называется первичной миграцией. Механизмы миграции углеводородов до конца не изучены, но, вероятно, они включают в себя как прохождение через микротрещины, так и диффузию через матрицу керогена. Эффективность вытеснения зависит от типа керогена. Качество и количество получаемой нефти во многом зависит от типа органического вещества. Тенденция углеводородов к миграции из нефтегазоматеринской породы по мере генерации затрудняет оценку их количества в результате полевых исследований. Тем не менее, как балансовый расчет количества углеводородов в пласте (Schmoker, 1994), так и лабораторные эксперименты методом пиролиза на незрелом керогене дают некоторые представления о генерационном потенциале (di Primio & Horsfield, 1996; Dieckmann et al., 2000 1998; Horsfield & Dueppenbecker 1991).

Говоря о миграции, нужно отметить, что она будет продолжаться до тех пор, пока нефть не достигнет ловушки или поверхности (так называемая вторичная миграция). Вторичная миграция нефти контролируется силами плавучести, гидродинамическим потоком жидкости и капиллярными силами (Bordenave, 1993; Hunt, 1996; Tissot & Welte, 1984). Расстояния, покрываемые вторичной миграцией, варьируются от нескольких километров до более ста километров. Гидравлический разрыв, тектонические процессы, разрушение ловушки или поступление нефти по капиллярам из резервуаров в новые пласты-проводники, называется третичной миграцией, приводящей к появлению новых вторичных резервуаров или поверхностных утечек. Более водорастворимые компоненты нефти могут растворяться в воде, либо протекая через пласт, либо смешиваясь при

миграции углеводородов. Этот процесс, называемый промывкой водой, приводит к истощению углеводородов в таких водорастворимых компонентах. Аэробные бактерии, контактируя с углеводородами, могут преобразовывать компоненты нефти, такой процесс называется биодеградацией. Длинные неразветвленные алифатические чаще подвергаются этому процессу, за ними следуют разветвленные цепи, циклоалканы и ациклические изопреноиды. Ароматические стероиды подвергаются наименьшему воздействию. Наконец, после миграции может происходить дальнейшая термическая эволюция, что приводит к увеличению содержания метана и ароматических компонентов за счет алифатических цепей.

1.1.3 Углеводородные системы и семейства нефти

Углеводородная система - это унифицированная концепция, которая позволяет охватить все несопоставимые элементы и процессы, встречающиеся в нефтяной геологии. Углеводородная система включает в себя активную нефтегазоматеринскую породу и все генетически связанные запасы нефти и газа. Она содержит все геологические элементы и процессы, которые необходимы для существования залежи (Magoon & Dow, 1994). Для полной характеристики углеводородной системы должны быть определены следующие элементы: нефтегазоматеринская порода, коллектор, покрышка и перекрывающие породы. С другой стороны, в углеводородных системах существуют два процесса: образование ловушек и генерация, миграция и аккумуляция углеводородов (см. рисунок 1.3).

Исследование углеводородной системы определяет ее основополагающие элементы (нефтегазоматеринские породы и коллектор) и картирует географическое, стратиграфическое и временное положение углеводородной системы (Demaison & Huizinga, 1991). Исследование включает в себя определенные компоненты:

Рисунок 1.3: Основные геологические элементы углеводородной системы (с модификациями по Magoon & Dow, 1994).

• Углеводород-углеводород геохимическая корреляция

• Геохимическая корреляция нефтегазоматеринских пород

• График истории погружения

• Карта углеводородной системы

• Профиль углеводородной системы

• График событий

• Таблица аккумуляции углеводородов

• Определение эффективности генерации-аккумуляции

Что касается Ближнего Востока, который является предметом изучения в данной работе, то было опубликовано несколько исследований, посвященных углеводородным системам различных нефтяных провинций. Например, палеозойские и юрские углеводородные системы Саудовской Аравии активно изучались (Abu-Ali & Littke, 2005; Abu-Ali и др., 1999; Cole и др., 1994ab; Survey, 2002). Углеводородные системы Ирака были исследованы в различных работах (Aqrawi, 1998; Fox & Ahlbrandt, 2002; Verma и др., 2004 Al-Ameri и др. 2011a, Al-Amri и Zumberge 2012, English и др. 2015). Некоторые исследования были также проведены для углеводородных систем Омана

(Grantham и др., 1987; Terken, 1999; Terken и др., 2001). Углеводородные системы Адайамана, центральной и юго-восточной Турции были проанализированы в (Demirel, 2004; Demirel & Guneri, 2000; Demirel и др., 2001; Huvaz, 2009; Soylu и др., 2005). В Сирии исследования углеводородных провинций было представлено в некоторых статьях, таких как (de Ruiter и др., 1995; Abboud и др., 2005; Kent & Hickman, 1997). Характеристика нефтяных систем включает в себя классификацию семейств нефти и детальную корреляцию нефтегазоматеринских пород на основе геохимических параметров, в том числе биомаркеры, стабильный изотопный состав отдельных соединений и диамондоидов (Peters et al., 2005). Отдельное семейство нефти может быть определено как группа нефти, добываемая из разных резервуаров, но связанная генетически, в силу происхождения из одной нефтегазоматеринской породы в осадочном бассейне. Классификация нефтяных семейств основана главным образом на геохимической корреляции нефть-нефть и нефть-нефтегазоматеринская порода с целью нахождения генетических связей между этими нефтями (Greene et al., 2004; Osadetz и др., 1992; Sarmiento & Rangel, 2004; Sharaf и др. , 2007; Zhang & Huang, 2005a; Peters и др., 1994).

Глава 2. Геологическая обстановка 2.1 Региональная нефтяная геология

В ближневосточном регионе находятся самые продуктивные нефтяные провинции в мире, на его долю приходится около двух третей (755,325 миллиарда баррелей нефти, 60,97%) остаточных мировых запасов нефти и более одной трети (2585,351 триллиона кубических футов, 41,10%) остаточных запасов газа (Ahlbrandt et al., 2000; BP, June 2008). С другой стороны, треть (25 878 млн. Баррелей в день) мировой добычи нефти приходится на Ближний Восток. И наоборот, на остальной мир приходится до двух третей добычи, при этом на него приходится только треть общих запасов (EIA, 2010). Кроме того, на Ближнем Востоке есть несколько уникальных нефтяных месторождений, которые имеют более 30 миллиарда баррелей нефтяных запасов, таких как нефтяное месторождение Гавар (90 млрд баррелей) в Саудовской Аравии, Бурган в Кувейте (86 млрд баррелей) и Магнон в Ираке (30 млрд баррелей).

Причины такой продуктивности обусловлены следующими геологическими ключевыми факторами (Alsharhan & Nairn, 1997; Beydoun, 1998; Beydoun & Dunnington, 1975):

• Долгая история спокойного и почти непрерывного осадконакопления.

• Очень большой объем преимущественно морских отложений.

• Протяженные, высококачественные и часто очень мощные резервуары, в основном карбонаты, но также песчаники.

• Осаждение богатых органикой нефтегазоматеринских пород в бескислородных условиях в совокупности с высоко проницаемыми обширными резервуарами.

• Эффективные и широко распространенные покрышки, образовавшиеся в течение нескольких интервалов геологического времени.

• Существование чрезвычайно крупных антиклинальных ловушек, совпадающих с критическим моментом генерации и миграции нефти.

• Отсутствие длительных эррозионных интервалов и сильной тектоники.

Распространение углеводородов на Ближнем Востоке можно подразделить на три основных

бассейна: Аравийская платформа, бассейн Загрос и Оманский нефтяной бассейн (Ahlbrandt и др., 2000; Alsharhan & Nairn, 1997) (рисунок 2.1). Это подразделение совпадает с возрастом нефтяных месторождений.

• Нефтяные системы на Аравийской платформе состоят из юрских и меловых нефтегазоматеринских пород и коллекторов (Christian, 1997; Murris, 1980; Newell & Hennington, 1983), но также встречаются и палеозойские углеводородные системы (Abu-Ali и др., 1991 1999; Al-Husseini, 1991).

• Более молодые бассейны относятся к кайнозойскому возрасту в бассейне Загроса в результате поздней кайнозойской тектоники, которая формирует пояс Загроса Ala и др., 1980; Alsharhan & Nairn, 1997; Pitman и др., 2004; Al-Habba & Abdullah, 1989; Metwalli и др., 1974; Sadooni & Aqrawi, 2000; Verma и др., 2004).

• Оманский нефтяной бассейн включает в себя нижнекембрийские, палеозойские и меловые углеводородные системы (Droste, 1997; Grantham и др., 1987; Terken и др., 2001).

Антиклинальные ловушки являются наиболее распространенным структурным типом, который, вероятно, связан со структурами, контролируемыми фундаментом, такими как в прибрежных районах Абу-Даби, Кувейта, Саудовской Аравии, Бахрейна и Катара. Другие типы ловушек связаны с соляными структурами, как в Йемене, и с купольными структурами, ориентированными З-В или Ю-С в меловом периоде на территории Объединенных Арабских Эмиратов (О.А.Э) и в прибрежном Катаре. Другие скопления нефти связаны с бассейнами рифтового типа (например, Евфратовский Грабен в Сирии и Красном море). Несколько стратиграфических ловушек обнаружены в Саудовской Аравии и Кувейте (Alsharhan & Nairn, 1997; Ahlbrandt и др., 2000).

История разведки нефти в Ираке и Курдистане началась в конце 1880-х годов. С тех пор геологические исследования были прерваны крупными войнами, спорами о правах на разведку и добычу нефти, а также периодами сложных социальных и экономических условий. В этих условиях нефтяная промышленность развивалась в Ираке, включая Курдистан, не так быстро, как в странах Персидского залива к югу или в других частях мира. По меньшей мере 80% добытой нефти в Ираке было получено из двух исключительных коллекторов: Главного Известняка (месторождение Киркук) на севере Иракского Курдистана и Зубаирского песчаника (в Румайле и Зубаире) в южном Ираке. Большая часть запасов нефти, находящихся в углеводородных системах в Ираке, включая Курдистан, остается частично разработанной или не неразработанной вовсе (Jassim, S. Z. и Goff, J. C., 2006).

История открытия нефти в Ираке была впервые представлена широкой аудитории в в мемуарах №6 AAPG «Поход искателей нефти» (Owen, 1975). Лонгриг (1969) резюмировал «Происхождение и раннюю историю Иракской нефтяной компании» (известную с 1912 по 1929 год как «Турецкая нефтяная компания»), охватывающую период с 1900 по 1939 г. Глава 9 («День судьбы») в книге «Приключение в масле» Генри Лонга Херста описывает события с 1890-х годов до открытия нефти в Киркуке в 1927 году (Aqrawi A 2010).

Рисунок 2.1: Нефтяные и газовые месторождения в ближневосточном регионе, из (Konert и др., 2001).

Запасы нефти Ирака оцениваются примерно в 110 миллиардов баррелей нефти. Эта цифра включает коммерческие запасы нефти (около 102 миллиардов баррелей). Сюда также входят технические запасы около 8 млрд баррелей, которые не находятся в разработке. В октябре 2010 года Министерство энергетики опубликовало данные о запасах 66 месторождений с совокупными запасами 143 млрд баррелей. Открытия в Курдистане были исключены из этого списка (Aqrawi A 2010).

Состояние запасов многих месторождений Ирака не изменилось по сравнению с предыдущими данными. Наибольший прирост был достигнут на Западной Курне, где значения количества запасов возросли от 21 миллиарда до 43 миллиардов баррелей, и на Зубаире, где произошло увеличение с 4,1 миллиарда до 7,8 миллиарда баррелей. По некоторым оценкам, в конечном итоге в Ираке может быть открыто 350 миллиардов баррелей (Aqrawi A 2010).

Это мнение основано на том факте, на карту Ирака было нанесено около 400 структурных аномалий и жил, более половины которых не были пробурены, но, как считается, имеют высокую степень достоверности. Ожидается рост запасов в трех основных географических провинциях; Месопотамский осадочный бассейн, Западная пустыня и Курдистан.

Исходя из имеющихся геолого-геофизических данных, испытаний скважин и петрофизических данных с использованием аналоговых месторождений для корреляции одних и тех же структур, автор делает первый этап консервативной оценки запасов следующим образом:

Таблица 2.1 Оценка иракских запасов нефти по площади (Muhammed Abed Mazeel, 2011).

Площадь Оцененные запасы нефти млрд. баррелей

Северная Складка 34.

Месопотамский Бассейн 68.

Западная и Юго-Западная пустыня 76.

Оцененные запасы газа в Ираке составляют от 100 до 110 трлн кубических футов газа, около 70% которого составляет растворный газ, в основном связанный с гигантскими месторождениями на юго-востоке страны.

Запасы около 15-20 трлн кубических футов несвязанного газа содержатся на семи месторождениях, в основном в северном Ираке. Как и в случае с нефтью, потенциал роста запасов

газа в Ираке очень высок, учитывая ограниченные масштабы разведки. Кроме того, разведочные работы были сосредоточены на нефтяных объектах, что означало, что многие газовые открытия никогда не были полностью опробованы.

Открытие газового месторождения Аккас в песчаниках ордовика показало, что Западная Пустыня является потенциальной газовой провинцией. По оценкам, газовый потенциал Ирака составляет около 500 трлн кубических футов, которые разделены в пропорции 60/40 между сопутствующим и свободным газом (Muhammed Abed Mazeel, 2011).

2.2 Тектоническая история Ирака и Иракского Курдистана.

Тектоническая история территории Ирака связана с тектоническими движениями плит в регионе Ближнего Востока (Рис. 2.2). В общем, это включает в себя движение Арабской, Евразийской, Иранской и Турецкой плит. Некоторые исследователи предполагают, что основную роль в формировании современного структурного плана играли вертикальные движения блоков, ограниченных древними листрическими разломами в фундаменте Henson, F.R.S. (1950) и Buday, T. and Vanacek, M. (1971). Однако Henson, F.R.S. (1951), считает, что вертикальные движения играли важную роль только до миоцена, которые позднее, в кайнозойскую эпоху, сменились на горизонтальные перемещения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Хама Амин Ребаз Абдалазиз, 2020 год

Список литературы

1. Abbas, O., Rebufa, C., Dupuy, N., Permanyer, A., Kister, J., 2008, Assessing petroleum oils biodegradation by chemometric analysis of spectroscopic data, Review, Elesviver ,Talanta, Vol.75 ,pp.857 871.

2. Abboud, M., Philp, R. P., & Allen, J. 2005. Geochemical Correlation of Oils and Source Rocks from Central and NE Syria. Journal of Petroleum Geology, 28(2), 203-218.

3. Abbott, G.D., Lewis, C.A., Maxwell, J.R., 1985. Laboratory models for aromatization and isomerization of hydrocarbons in sedimentary basins. Nature 318, 651-653.

4. Abdula R. A. (2014), Hydrocarbon potential of Sargelu Formation and oil-source correlation, Iraqi Kurdistan: Arabian Journal of Geosciences, v. 8, no.8, p. 5845-5868, DOI 10.1007/s12517-014-1651-0.

5. Abu-Ali, M.A., Franz, U.A., Shen, J., Monnier, F., Mahmoud, M.D., & Chambers, T.M. 1991. Hydrocarbon generation and migration in Paleozoic sequence of Saudi Arabia. Society of Petroleum Engineers (SPE), INC. (7th Middle East Oil Show), November, 345-356.

6. Abu-Ali, M. A., & Littke, Ralf. 2005. Paleozoic petroleum systems of Saudi Arabia: a basin modeling approach. GeoArabia, 10(3), 131-168.

7. Abu-Ali, M. A., Rudkiewicz, J. L., McGillivray, J .G., & Behar, F. 1999. Paleozoic Petroleum System of Central Saudi Arabia. GeoArabia, 4(3), 321-336.

8. Ahlbrandt, Thomas S., Pollastro, Richard M., Klett, Timothy R., Schenk, Christopher J., Lindquist, Sandra J., & James E, Fox. 2000. Region 2 - Assessment Summery-Middle East and North Africa. Tech. rept.

9. Ahmed Asker Najaf Al Ahmed (2012), Determination and applications of chemical analysis to evaluate Jurassic hydrocarbon potentiality in Northern Iraq: Arabian Journal of Geosciences 6(8):2941-2949, DOI: 10.1007/s12517-012-0592-8.

10. Ahmed, S.M., 2007, Source rock evaluation of Naokelekan and Barsarin Formations (Upper Jurassic) in Northern Iraq, M.sc Thesis (unpublished), University of Sulaimani, 172p.

11. Akinlua, A., Ajayit, T. R. and Adeleke, B. B., 2007b, Organic and inorganic geochemistry of northwestern Niger Delta oils, Geochemical Journal, Vol. 41, pp. 271 - 281.

12. Al-Ahmed, A.A.N., 2006, Organic geochemistry, palynofacies and hydrocarbon potential of Sargelu Formation (Middle Jurassic) northern Iraq," Ph.D dissertation (unpublished), Science College, University of Baghdad, Iraq.

13. Alsharhan, A.S. and Nairn, A.E.M. (1977) Sedimentary Basins and Petroleum Geology of the Middle East. Elsevier,Amsterdam, 811.

14. Al-Qayim, B., Qadir, F., & Al-Biaty, F. (2010). Dolomitization and porosity evaluation of the Cretaceous Upper Qamchuqa (Mauddud) Formation, Khabbaz oil field, Kirkuk area, northern Iraq. GeoArabia, Journal of the Middle East Petroleum Geosciences, 15(4), p-49.

15. Al Sakini, J. A., 1986. Neotectonic activity in Basrah vicinity and dryness of western canals of Shatt Al arab. Proceeding of the first symposium on Khor Al Zubair, Marine Science center, Basrah University, 415-416 (in Arabic).

16. Al khursan, H. and Al Siddiki, A. 1989, Hydrocarbon exploration in Iraq, 28th international geological congress. Washington, D.C. USA july 9-19, abstract volume 1. P. 28.

17. Al-Hadidy, A. H., 2007, Paleozoic stratigraphic lexicon and hydrocarbon habitat of Iraq: GeoArabia, v. 12, no. 1, p. 63-130.

18. Ala, M.A., Kinghorn, R.R.F., & Rahman, M. 1980. Organic geochemistry and source rock characteristics of the Zagros petroleum provience, southwest Iran. Journal of Petroleum Geology, 3(1), 61-89.

19. Al-Husseini, M.I. 1991. Potential petroleum resources of the Paleozoic rocks of Saudi Arabia. Proceeding of the World Petroleum Congress, Buenos Aires, Argentina, 3-13.

20. Al-Habba, Y, & Abdullah, M. 1989. Geochemical study of the hydrocarbon source rocks from north east of Iraq (in Arabic). Oil and Arab Cooperation, 15(57), 11-50.

21. Allen, P. A. and Allen, J.R., 1990, Basin Analysis: Principles and Applications, Oxford, Blackwell Scientific Publications, 450 p.

22. Alsharhan, A. S., & Nairn, A. E. M. 1997. Sedimentary Basins and Petroleum Geology of the Middle East. Elsevier Science B.V.

23. Al-Ameri, T. K., A. A. Najaf, A. S. Al-Khafaji, J. Zumberge, and J. Pitman, 2014, Hydrocarbon potential of the Sargelu Formation, North Iraq: Arabian Journal of Geosciences, v. 7, no. 3, p. 987-1000, doi:10.1007/s12517-013-0875-8.

24. Al-Ahmed A, Asker A et al. (2016), Geochemical correlation of oil and source rocks from selected exploratory wells within Northern Mesopotamian basin, Iraq: Arabian Journal of Geosciences, 9(5) DOI: 10.1007/s12517-016-2397-7.

25. Al-Haba, Y. Q and Abdulla, M. B. 1989, Geochemical study of the Hydrocarbon Source Rocks in NE Iraq, Oil and Arabian Cooperation, Vol. 14, No. 57, pp.11-51.

26. Al-Ameri, T. K., J. Zumberge, and Z. M. Markarian, 2011, Hydrocarbons in the Middle Miocene Jeribe Formation, Dyala region, NE Iraq: Journal of Petroleum Geology, v. 34, no. 2, p. 199-216, doi: 10.1111/j .1747-5457.2011 .00501.x.

27. Al-Ameri, T. K., and J. Zumberge, 2012, Middle and Upper Jurassic hydrocarbon potential of the Zagros Fold Belt, North Iraq: Marine and Petroleum Geology, v. 36, no. 1, p. 13-34, doi:10.1016/j.marpetgeo.2012.04.004.

28. Ameen, M. S., 1992. Effect of basement tectonics on hydrocarbon generation, migration and accumulation in northern Iraq: Am. Assoc. Petrol. Geol. Bull., v. 76, p. 356-370.

29. Amjed Shehab Al-Jaafary and Ayten Hadi (2015), Hydrocarbon potential, thermal maturation of the Jurassic sequences, and the genetic implication for the oil seeps in North Thrust Zone, North Iraq, Arabian Journal of Geosciences 8(10), DOI: 10.1007/s12517-015-1781-z.

30. Andrusevich, V. E., Engel, M. H., Zumberge, J. E., & Brothers, L. A. 1998. Secular, episodic changes in stable carbon isotope composition of crude oils. Chemical Geology, 152(1-2), 59-72.

31. Aqrawi, Adnan A.M. 1998. Paleozoic stratigraphy and petroleum systems of the western and south western deserts of Iraq. GeoArabia, 3, 229-248.

32. Aqrawi, A. A. M., J. C. Goff, A. D. Horbury, and F. N. Sadooni, 2010, The Petroleum Geology of Iraq: Beaconsfield, United Kingdom, Scientific Press Ltd., 424 p.

33. Bacon, C.N., Calver, C.R., Boreham, C.J., Lenman, D.E., Morrison, K.C., Revill, A.T. and Volkman, J.K., 2000, The Petroleum Potential of Onshore Tasmania: a review, Geological Survey Bulletin, 71, pp. 1-93.

34. Bachir, S. A. M., He, S., Wen, G. X. and Lin,X.Q.,2006, Geochemical analysis of potential source rocks and light oils in Pan Yu low uplift and Bai Yun depression, Pearl River Mouth Basin, south China sea, Journal of Applied Sciences ,Vol.6,No.6.pp.1225-1237.

35. Baskin, D. K., & Jones, R. W. 1993. Prediction of oil gravity prior to drill-stem testing in Monterey Formation reservoirs, o shore California. AAPG Bulletin, 77(9), 1479-1487.

36. Baskin, David K., Hwang, Rong J., & Purdy, R. Kirk. 1995. Predicting gas, oil, and water intervals in Niger Delta reservoirs using gas chromatography. AAPG Bulletin, 79(3), 337-350.

37. Behar, F., Vandenbroucke, M., Tang, Y., Marquis, F., & Espitalie, J. 1997. Thermal cracking of kerogen in open and closed systems: determination of kinetic parameters and stoichiometric coefficients for oil and gas generation. Organic Geochemistry, 26(5-6), 321-339.

38. Behar, F., Beaumont, V. and Penteado .H.L. De B., 2001, Rock-Eval 6 Technology: Performances and Developments, Oil & Gas Science and Technology Rev. IFP, Vol. 56 , No. 2, pp. 111134.

39. Bement, W. O., Mcneil, R. I., & Lippincott, R. G. 1996. Predicting oil quality from sidewall cores using PFID, TEC, and NIR analytical techniques in sandstone reservoirs, Rio Del Rey Basin, Cameroon. Organic Geochemistry, 24(12), 1173-1178.

40. Beydoun, Z. R., 1991. Arabian plate hydrocarbon geology and potential-a plate tectonic approach: Am. Assoc. Petrol. Geol. Study in Geol. no. 33, 77 p.

41. Beydoun, Z. R., & Dunnington, H. V. 1975. The petroleum geology and resources of the Middle East. Beacons field: Scientific Press Ltd.

42. Beydoun, Ziad.R. 1998. Arabian Plate oil and gas; why so rich and so prolific? Episodes, 21(2), 74-81.

43. Bissada, K. K., 1983, Petroleum generation in Mesozoic sediments of the Moray Firth Basin, British North Sea area, in M. Bjoroy and others (ed), Advances in Organic Geochemistry 1981: John Wiley, New York, p. 7-15.

44. Bjoroy, M., Hall, K., Gillyon, P., & Jumeau, J. 1991b. Carbon isotope variations in n-alkanes and isoprenoids of whole oils. Chemical Geology, 93(1-2), 13-20.

45. Bordenave, M.L. 1993. Applied Petroleum Geochemistry. Edition Technip, Paris 524 pp.

46. Bordenave, M. L., and Burwood, R., 1989, Source rock distribution and maturation in the Zagros Orogenic Belt: Provenance of the Asmari and Bangestan reservoir oil accumulations, Advances in Organic Geochemistry, 1989, Organic Geochemistry, Vol. 16, Nos. 1-3, p. 369-387, 1990.

47. Bray, E.E., & Evans, E.D., 1961. Distribution of n-paraffins as a clue to recognition of source beds. Geochimica et Cosmochimica Acta, 22, 2-15.

48. Broock, J.J., and Summons, R.E., 2004, Sedimentary Hydrocarbons, Biomarkers for Early Life, in Holland, H.D. and Turekian, K.K. (eds.), Treatise on Geochemistry, Vol. 8, Biogeochemistry, Elsevier, Amsterdam, 425 P.

49. Burns, B. J., and Bein, J., 1980, Regional geology and hydrocarbon potential of the Mesozoic of the western Papuan Basin, Papua New Guinea: The Australian Petroleum Exploration Association Journal, v. 20, pt. 1, p. 1-15.

50. Buday, T., 1980, The Regional Geology of Iraq, Volume 1, Stratigraphy and Paleogeography, Dar Al-Kutub publishing house, University of Mosul, Iraq, 445 P.

51. Buday, T. and Jassim, S.Z. (1984) Tectonic Map of Iraq, Scale 1:1,000,000. GEOSURV, Baghdad.

52. Buday, T. and Vanacek, M. (1971) Outlines of Mineral Occurrences of Iraq and General Mineral Investigation Program for 1971-1990. National Iraqi Mineral Company, Report Number 67.

53. Burgan, A. M. and Ali, C. A., 2009, Characterization of the Black Shales of the Temburong Formation in West Sabah, East Malaysia, European Journal of Scientific Research ISSN 1450-216X,Vol.30, No.1, pp.79-98.

54. Chen, Jianping, Deng, Chunping, Liang, Digang, Wang, Xulong, Zhong, Ningning, Song, Fuqing, Shi, Xinpu, Jin, Tao, & Xiang, Shuzheng. 2003b. Mixed oils derived from multiple source rocks in the Cainan oil field, Junggar Basin, Northwest China. Part II: artificial mixing experiments on typical crude oils and quantitative oil-source correlation. Organic Geochemistry Chinese 2001 Symposium on Research and Technological Advances of Reservoir Geochemistry, 34(7), 911-930.

55. Christensen, J.H., Hansen, A.B., Tomasi, G., Mortensen, J., & Andersen, O. 2004. Integrated Methodology for Forensic Oil Spill Identification. Environ.Sci. Technol., 38(10), 2912-2918.

56. Christensen, Jan H., Hansen, Asger B., Karlson, Ulrich, Mortensen, John, & Andersen, Ole. 2005a. Multivariate statistical methods for evaluating biodegradation of mineral oil. Journal of Chromatography A, 1090(1-2), 133-145.

57. Christian, Louis. 1997. Cretaceous Subsurface Geology of the Middle East Region. GeoArabia, 2(3), 239-256.

58. Chung, H. M., Rooney, M. A., Toon, M. B., & Claypool, George E. 1992. Carbon isotope composition of marine crude oils. AAPG Bulletin, 76(7), 1000-1007.

59. Clayton, C. J. 1991. Effect of maturity on carbon isotope ratios of oils and condensates. Organic Geochemistry, 17(6), 887-899.

60. Cole, G. A., Carrigan, W. J., Colling, E.L., Halpern, H. I., AlKhadhrawi, MR, & Jones, P.J. 1994b. The organic geochemistry of the Jurassic petroleum system in eastern Saudi Arabia. Memoir-Canadian Society of Petroleum Geologists, 413-438.

61. Cole, G. A., Abu-Ali, M. A., Aoudeh, S. M., Carrigan, W. J., Chen, H. H., Colling, E. L., Gwathney, W. J., Al-Hajji, A. A., & Halpern, H. I. 1994a. Organic Geochemistry of the Paleozoic Petroleum System of Saudi Arabia. Energy Fuels, 8(6), 1425-1442.

62. Connan, J. 1984. Biodegradation of crude oils in reservoirs. In: J. Brooks, D.H. Welte (Eds.), Advances in Petroleum Geochemistry. Academic Press, London, 299-330.

63. Dahl, Jeremy, Michael Moldowan, J., & Sundararaman, Padmanabhan. 1993. Relationship of biomarker distribution to depositional environment: Phosphoria Formation, Montana, U.S.A. Organic Geochemistry, 20(7), 1001-1017.

64. Demirel, I .H., & Guneri, S. 2000. Cretaceous carbonates in the Adiyaman region, SE Turkey: An assessment of burial history and source-rock potential,. Journal of petroleum geology, 23, 91-106.

65. Demirel, I. H., Yurtsever, T. S., & Guneri, S. 2001. Petroleum systems of the Adiyaman region, Southeastern Anatolia, Turkey. Marine and Petroleum Geology, 18(3), 391-410. TY - JOUR.

66. Demirel, Ismail Hakki. 2004. Petroleum systems in the eastern and central Taurus region, Turkey. Marine and Petroleum Geology, 21(8), 1061-1071.

67. Demaison, Gerard, & Huizinga, Bradley J. 1991. Genetic classification of petroleum systems. AAPG Bulletin, 75(10), 1626-1643.

68. Didyk, B., Simoneit, B.R.T., Brassell, S.C., & Eglinton, G. 1978. Organic geochemical indicators of palaeoenvironmental conditions of sedimentation. Nature, 272, 216 222.

69. Dieckmann, V., Schenk, H. J., Horsfield, B., & Welte, D. H. 1998. Kinetics of Petroleum generation and cracking by programmed-temperature closed-system pyrolysis of Toarcian Shales. Fuel, 77(1/2), 23-31.

70. Dieckmann, V., Schenk, H. J., & Horsfield, B. 2000. Assessing the overlap of primary and secondary reactions by closed- versus open-system pyrolysis of marine kerogens. Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, 56(1), 33-46.

71. di Primio, R., & Horsfield, B. 1996. Predicting the generation of heavy oils in carbonate/evaporitic environments using pyrolysis methods. Organic Geochemistry Proceedings of the 17th International Meeting on Organic Geochemistry, 24(10-11), 999-1016.

72. de Ruiter, Rudolf S.C, Lovelock, Philip E.R., & Nabulsi, Nader. 1995. The Euphrates Graben, Eastern Syria,: a new petroleum provience in the northern Middle East. Geo-94, Middle East Petroleum, Gulf PetroLink, 1, 357-368.

73. Diyar A. Saeed and Ibrahim M.J. Mohialdeen (2016), Hydrocarbon generation potential and thermal maturity of Middle Jurassic Sargelu Formation in Miran Field, Sulaimani Area, Kurdistan Region, NE Iraq, J Zankoy Sulaimani Part-A, DOI: 10.17656/jzs.10481.

74. Droste, Henk H.J. 1997. Stratigraphy of the Lower Paleozoic Haima Supergroup of Oman. GeoArabia, 2(4), 419-472.

75. Dunnington, H. V., 1958, Generation, migration, accumulation, and dissipation of oil in Northern Iraq, in Habitat of Oil, AAPG Mem, p. 1194-1251, cited in GIS in an Overview of Iraq Petroleum Geology by Jingyao Gong and Larry Gerken, Search & Discovery, 10014, 2003.

76. Dunnington, H. V. (1958-2005). Generation, migration, accumulation, and dissipation of oil in Northern Iraq. American Association of Petroleum Geologists, p. 1194-1251. Reprinted by GeoArabia, 2005 v. 10, no. 2, p. 39-84.

77. English J.M., Lunn G., Ferreira L., Yacu G. (February 2015), Geologic Evolution of the Iraqi Zagros, and its Influence on the Distribution of Hydrocarbons in the Kurdistan Region. AAPG Bulletin, Vol. 99, No. 2. - P. 231-272.

78. English, J.M., Fowler, M., Johnston, S.T., Mihalynuk, M.G., and Wight, k.l., 2004, The Thermal Maturity in the Central Whitehorse Trough, Northwest British Columbia, Resource Development and Geosciences Branch, British Columbia Ministry of Energy and Mines, pp.79-85.

79. England, W. A. & Fleet, A. J. (eds), Petroleum Migration, Geological Society., Special Publication No. 59, 191-205.

80. Enock, J., 2002, Intrinsic biodegradation potential of crude oil in salt marshes, Ms.c Thesis (unpublished), Louisiana State University, 82p.

81. Espitalié, J., J.L. Laporte, M. Madec, F. Marquis, P. Leplat, J. Paulet, and A. Boutefeu,1977, Rapid method for source rocks characterization and for determination of petroleum potential and degree of evolution: Revue De L'institut Français Du Pétrole (IFP), v. 32, no. 1, p. 23-42.

82. Espitalie, J. 1986. Use of Tmax as a Maturation Index for different Types of Organic Matter Comparison with Vitrinite Reflectance. In: Thermal Modeling in Sedimentary Basins, J. Burrus (ed.), Editions Technip, Paris, 475-495.

83. Fouad, S.F.A. (2012) Structural Zonation of Western Zagros Fold-Thrust Belt of Iraq. In: The Evolution of the Zagros-Makran Fold Belt from Turkey to SE Iran, Institute of Earth Science "Jaume Almera", Barcelona.

84. Fouad, S.F. (2012) Tectonic Map of Iraq, Scale 1:1000000. 3rd Edition, GEOSURV, Baghdad.

85. Fouad, S.F.A. and Nasir, W.A.A. (2009) Tectonic and Structural Evolution of Al-Jazira Area. Geology of Al-Jazira Area, Iraqi Bulletin of Geology and Mining, Special Issue, 33-48.

86. Fox, James E., & Ahlbrandt, Thomas S. 2002. Petroleum geology and total petroleum systems of the Widyan Basin and interior platform of Saudi Arabia and Iraq. Denver, Colo. U.S. Dept. of the Interior, U.S. Geological Survey. TY - BOOK Version 1.0. Title from title screen (viewed on Jan. 14, 2004). Includes bibliographical references.

87. Ganguly, N., Dearborn, D., Moore, M., Gordon, D., Horan, M., & Chopra, S. (2009). Application of seismic curvature attribute in the appraisal of the Tishrine-West field, North-East Syria. CSEG RECORDER.

88. Ghori, K.A.K., 2002, Modeling the hydrocarbon generative history of the Officer Basin, Western Australia, PESA Journal, No. 29, pp. 29-42.

89. Greene, Todd J., Zinniker, David, Moldowan, J. Michael, Keming, Cheng, & Aiguo, Su. 2004. Controls of oil family distribution and composition in non-marine petroleum systems: A case study from the Turpan-Hami basin, northwestern China 10.1306/10270303015. AAPG Bulletin, 88(4), 447-481.

90. Grantham, P. J., & Wakefield, L. L. 1988. Variations in the sterane carbon number distributions of marine source rock derived crude oils through geological time. Organic Geochemistry, 12(1), 61-73.

91. Grantham, P. J., Lijmbach, G.W.M., Posthuma, J., Hughes Clarke, M.W., & Willink, R.J. 1987. Origin of Crude Oils in Oman. Journal of Petroleum Geology, 11(1), 61-80.

92. Gulbay, R. K., Korkmaz, S., 2008, Organic geochemistry, depositional environment and hydrocarbon potential of the Tertiary oil shale deposits in NW Anatolia, Turkey, Oil Shale, Vol. 25, No. 4, pp. 444 464.

93. Hakimi M. H. et al. (2017) Generation and expulsion history of oil-source rock (Middle Jurassic Sargelu Formation) in the Kurdistan of north Iraq, Zagros folded belt: Implications from 1D basin modeling study, Journal of Petroleum Science and Engineering, 0920-4105, DOI: 10.1016/j.petrol.2017.11.013.

94. Hakimi, M. H. et al. (2015), Biomarkers and inorganic geochemical elements of Late Jurassic-Early Cretaceous limestone sediments from Banik Village in the Kurdistan Region, Northern Iraq: implications for origin of organic matter and depositional environment conditions: Arabian Journal of Geosciences, DOI: 10.1007/s12517-015-1863-y.

95. Halpern, Henry I. 1995. Development and Application of Light-Hydrocarbon-Based Star Diagrams. AAPG Bulletin, 79(6), 801-815.

96. Head, I.M., Martin, D., and Larter, S.R, 2003, Biological activity in the deep subsurface and the origin of heavy oil, Nature Publishing Group, Vol. 426, pp. 344-352.

97. Hill, R.J., Jarvie, D.M., Zumberg, J., Henry, M., and Pollastro, R.M., 2007, Oil and Gas geochemistry and Petroleum Systems of the Fort Worth Basin, AAPG, Vol. 91, No. 4, pp.445 473.

98. Holba, A. G., Dzou, L. I. P., Masterson, W. D., Hughes, W. B., Huizinga, B. J., Singletary, M. S., Moldowan, J. M., Mello, M. R., & Tegelaar, E. 1998b. Application of 24-norcholestanes for constraining source age of petroleum. Organic Geochemistry, 29(5-7), 1269-1283.

99. Holba, Masterson, W. Dallam, Dzou, Leon I. P., , Albert G., Fincannon, Ann L., & Ellis, Leroy. 2001. Evidence for biodegradation and evaporative fractionation in West Sak, Kuparuk and Prudhoe Bay field areas, North Slope, Alaska. Organic Geochemistry, 32(3), 411-441.

100. Horsfield, B., Schenk, H.J., Mills, N. and Welte, D.H., 1992, An investigation of the in-reservoir conversion of oil to gas: compositional and kinetic findings from closed system programmed-temperature pyrolysis, Organic Geochemistry., Vol.19, pp.191-204.

101. Horsfield, B., & Rullkotter, J. 1994a. Diagenesis, catagenesis and metagenesis of organic matter. Pages 189-199 of: Magoon, LB, & Dow, WG (eds), The petroleum system - from source to trap. Tulsa: American Association of Petroleum Geologists Memoir 60.

102. Horsfield, B., & Dueppenbecker, S. J. 1991. The decomposition of posidonia shale and green river shale kerogens using microscale sealed vessel (MSSV) pyrolysis. Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, 20, 107-123.

103. Huang, W., and Meinschein, W., 1979. Sterols as ecological indicators. Geochimica et Cosmochimica Acta, 43, 739-745.

104. Hughes, W.B., Holba, A.G., Dzou, L.I.P., 1995. The ratios of dibenzothiophene to phenanthrene and pristane to phytane as indicators of depositional environment and lithology of petroleum source rocks. Geochim Cosmochim. Acta 59, 3581-3598.

105. Hunt, J. M., 1996, Petroleum Geochemistry and Geology (Second Edition), Freeman and Company, New York, 743p.

106. Hunt, J. M., 1979, Petroleum geochemistry and geology: W. H. Freeman and Company, San Francisco, 617 p.

107. Huvaz, Ozkan. 2009. Comparative petroleum systems analysis of the interior basins of Turkey: Implications for petroleum potential. Marine and Petroleum Geology, 26(8), 1656-1676.

108. Hwang, R. J., Baskin, D. K., & Teerman, S. C. 2000. Allocation of commingled pipeline oils to field production. Organic Geochemistry, 31(12), 1463-1474.

109. Ibrahimbas, A., and Reidger, C., 2004, Hydrocarbon source rock potential as determined by Rock-Eval 6/TOC Pyrolysis, Northeast British Columbia and Northwest Alberta, Resource Development and Geosciences Branch, British Columbia Ministry of Energy and Mines, pp.7-18.

110. Johannes, J., Kruusement, K., Palu, V., Veski, R., and Bojesen, J.A., 2006, Evaluation of oil potential of Estonian Shales and Biomass samples using Rock-Eval Analyzer, Oil Shale, Vol. 23, No. 2, pp. 110-118.

111. Justwan, H., Dahl, B., Isaksen, G. H. & Meisingset, I., 2005. Late to Middle Jurassic soure facies variations, south Viking Graben, North Sea. Journal of Petroleum Geology, Vol. 28 (3), July 2005, pp. 241-268.

112. Kaufman, R.L., & Ahmed, A.S. 1990. Gas Chromatography as a Development and Production Tool for Fingerprinting Oils from Individual Reservoirs: Applications in the Gulf of Mexico. Proceedings of the 9th Annual Research Conference of the Society of Economic Paleontologists and Mineralogists. (D. Schumaker and B.F. Perkins, Ed.), 263-282.

113. Kent, W. Norman, & Hickman, Robert G. 1997. Structural Development of Jebel Abd Al Aziz, Northeast Syria. GeoArabia, 2(3), 307-330.

114. Kent, W. N. 2010. Structures of the Kirkuk Embayment, northern Iraq: Foreland structures or Zagros Fold Belt structures?. GeoArabia, Journal of the Middle East Petroleum Geosciences, 15(4), p-147.

115. Killops K. and Killops V., 2005, Introduction to Organic Geochemistry, second edition, black well publishing, 393 P.

116. Killops, S.D., Cook, R.A. And Sykes, R., 1997, Petroleum Potential and Oil-Source Correlation in the Great South and Canterbury Basins, New Zealand Journal of Geology and Geophysics, Vol. 40, pp. 440-423.

117. Killops,S.D., &Killops, V.J. 1993. An introduction to organic geochemistry. Longman Scientific and Technical Publishers, Harlow, UK.

118. Kinghorn, R. R. F., 1983, An introduction to the physics and chemistry of petroleum: John Wiley, New York, 420 p.

119. Konert, Geert, Afifi, Abdulkader M., Al-Hhajri, Sa'id A., & Dorste, Henk J. 2001. Paleozoic Stratigraphy and Hydrocarbon Habitat of the Arabian Plate. GeoArabia, 6(3), 407-442.

120. Koopmans, Martin P., Larter, Steve R., Zhang, Chunming, Mei, Bowen, Wu, Tiesun, & Chen, Yixian. 2002. Biodegradation and Mixing of Crude Oils in Eocene Es3 Reservoirs of the Liaohe Basin, Northeastern China. AAPG Bulletin, 86(10), 1833-1843.

121. Larter, S., Huang, H., Adams, J., Bennett, B., Jokanola, O., Oldenburg, T., Jones, M., Head, I., Riediger, C., and Fowler, M., 2006, The control on the composition of biodegraded oils in the deep subsurface: Part II-Geological controls on subsurface biodegradation fluxes and constraints on reservoir-fluid property prediction, AAPG Bulletin, Vol. 90, No. 6, pp. 921-938.

122. Leckie, D. A., Kalkreuth, W.D. and Snow down, L.R., 1988, Source Rock potential & thermal Maturity of Lower Cretaceous strata, Monkman pass Area. British Colombia. AAPG Bull. , Vol.72, pp. 820-838.

123. Lehne, E., 2008, Geochemical study on reservoir and source rock asphaltenes and their significance for hydrocarbon generation, Ph.D. Thesis (unpublished), Technischen University Berlin, 362p.

124. Lewan, M.D., 1998. Sulphur-radical control on petroleum formation rates. Nature 391, 164-166.

125. Lewan, M.D. 1984. Factors controlling the proportionality of vanadium to nickel in crude oils. Geochimica et Cosmochimica Acta, 48(11), 2231-2238.

126. Maky, A. Fathy and Ramadan, M. A.M, 2008, Nature of Organic Matter, Thermal Maturation and Hydrocarbon Potentiality of Khatatba Formation at East Abu-gharadig Basin, North Western Desert, Egypt, Australian Journal of Basic and Applied Sciences, Vol. 2, No. 2, pp.194-209.

127. Magoon, Leslie B., & Dow, Wallace G. 1994. The Petroleum System. Pages 3{24 of: Magoon, LB, & Dow, WG (eds), The petroleum system - from source to trap. Tulsa: American Association of Petroleum Geologists Memoir 60.

128. McCarey, Mark A., Legarre, Henry A., & Johnson, Scott J. 1996. Using biomarkers to improve heavy oil reservoir management; an example from the Cymric Field, Kern County, California. AAPG Bulletin, 80(6), 898-913.

129. Mackenzie, A. S., Maxwell, J-R, & Coleman, ML. 1983. Biological Marker and Isotope Studies of North Sea Crude Oils and Sediments. In: Proceedings of the 11th World Petroleum Congress, London, 45-56.

130. MacKenzie, Andrew-S. 1984. Applications of biological markers in petroleum geochemistry. Advances in petroleum geochemistry; Volume 1, 115-214.

131. Mango, F. D., 1994, The origin of light hydrocarbons in petroleum, Ring preference in the closure of the carbocyclic rings, GCA, Vol. 58, no. 2, pp. 895-901.

132. Mango, Frank D. 1990b. The origin of light hydrocarbons in petroleum: A kinetic test of the steady-state catalytic hypothesis. Geochimica et Cosmochimica Acta, 54(5), 1315-1323.

133. Mango F (1987) An invariance in the isoheptanes of petroleum. Science 237(4814): 514-517.

134. Mango F (1990b) The origin of light hydrocarbons in petroleum: A kinetic test of the steady-statecatalytic hypothesis. Geochimica et Cosmochimica Acta 54(5): 1315-1323.

135. Mango F (1997) The light hydrocarbons in petroleum review. Organic Geochemistry 26(7): 417440.

136. Mello, M. R., Telnaes, N., Gaglianone, P. C., Chicarelli, M. I., Brassell, S. C., & Maxwell, J. R. 1988b. Organic geochemical characterisation of depositional palaeoenvironments of source rocks and oils in Brazilian marginal basins. Organic Geochemistry, 13(1-3), 31-45.

137. Metwalli, M. Hamed, Philip, G., & Moussly, M. M. 1974. Petroleum-Bearing formations in Northeastern Syria and Northern Iraq. AAPG Bulletin, 58(9), 1781-1796.

138. Mohialdeen, I.M.J., et al. (2015), Biomarker characteristics of certain crude oils and the oil-source rock correlation for the Kurdistan oilfields, Northern Iraq: Arabian Journal of Geosciences, 8:507-523, DOI 10.1007/s12517-013-1228-3.

139. Mohialdeen, I.M.J., et al. (2018), Biomarker analysis of the upper Jurassic Naokelekan and Barsarin formations in the Miran Well-2, Miran oil field, Kurdistan region, Iraq: Arabian Journal of Geosciences,11:51, doi.org/10.1007/s12517-018-3405-x.

140. Moldowan,J.M.,Dahl,J.,Huizinga,B.J.,Fago,F.J.,Hickey,L.,Peakman,T.M.andTaylorr,D.W.,1994, The molecular fossil record of Oleanane and its relation to Angiosperm,Science,Vol.265,pp.768-771.

141. Muhammed Abed Mazeel, 2012, Iraq Oil and Gas Papers 2011, disserta verlag, humburg, ISBN; 978-3-95425-002-8. 90 p.

142. Muhyaldin, I.M.J., 2008, Source rock appraisal oil/source correlation for the Chia Gara Formation, Kurdistan-Northern Iraq, unpublished Ph.D. thesis, University of Sulaimani, 140p.

143. Mukhopadhyah, P.K., 2004, Evaluation of petroleum potential of the Devonian-Carboniferous rocks from Cape Breton Island, Onshore Nova Scotia, Final Report, Contract Number: 60122058 of March 31, 2004: Global Geoenergy Research Ltd.

144. Murris, R. J. 1980. Middle East: Stratigraphic Evolution and Oil Habitat. AAPG Bulletin, 64(5), 597-618.

145. Murris, R. J. 1984. Introduction. Pages x - xii of: Demaison, G. J. (ed), Petroleum Geochemistry and Basin Evaluation. Tulsa: American Association of Petroleum Geologists: AAPG Memoir 35.

146. Nederlof, Peter J.R., GIjsen, Mary A., & Doyle, Mark A. 1994. Application of Reservoir Geochemistry to Field Appraisal. Geo-94, Middle East Petroleum, Gulf PetroLink, 2, 709-722.

147. Newell, K.D., & Hennington, R.D. 1983. Potential Petroleum Source Rock Deposition in the Middle CretaceousWadia Formation, Rub'Al Khali, Saudi Arabia. In: 3rd Middle East oil show, proceedings., 151-160.

148. O'Brien, C.A.E. 1950. Tectonic problems of the oilfield belt of southwest Iran. In: 18th International Geological Congress, Great Britain, Proceedings, 6, 45-58.

149. Othman, R.S., 2003, Petroleum Geology of Gunnedah-Bowen-Surat Basins, Northern New Wales (Stratigraphy, Organic Petrology and Organic Geochemistry), PhD Thesis(unpublished), University of New South Wales, 312p.

150. Orr, W.L., 1986. Kerogen/asphaltene/sulfur relationships in sulfur-rich Monterey oils. Org. Geochem. 10, 499-516.

151. Orr, W.L., Sinninghe Damst e, J.S., 1990. Geochemistry of sulphur in petroleum systems. In: Orr,W.L., White, C.M. (Eds.), Geochemistry of Sulfur in Fossil Fuels ACS Symposium Series 429. American Chemical Society, Washington, DC, pp. 2-29.

152. Osadetz, Kirk G., Brooks, Paul W., & Snowdon, Lloyd R. 1992. Oil families and their sources in Canadian Williston Basin, (southeastern Saskatchewan and southwestern Manitoba). Bulletin of Canadian Petroleum Geology, 40(3), 254-273.

153. Osuji, L.C., and Antia, B.C., 2005, Geochemical Implication of some Chemical Fossils as Indicators of Petroleum Source Rocks, AAPL Journal, Sci. Environ. Mgt. Vol. 9, No.1, pp. 45-49.

154. Ozcelik, O. and Altunsoy, M., 2005, Organic Geochemical Characteristics of Miocene Bituminous Units in the Beypazari Basin, Central Anatolia, Turkey, The Arabian Journal for Science and Engineering, Vol. 30, No. 2A., PP. 181-194.

155. Padley D. Michaelsen B. H. and McKirdy D. M. (1991) Organic geochemical procedures: A protocol of preparative geochemistry. Organic Geochemistry Laboratory. Department of Geology and Geophysics, The University of Adelaide, 24p.

156. Pedersen, J.H., 2002, Atypical oils, unusual condensates and bitumen's of the Norwegian Continental Shelf: an organic geochemical study, Cand. Scient. Thesis in Geology, Department of Geology, University of Oslo.

157. Peters, K. E. 1986a. Guidelines for Evaluating Petroleum Source Rock Using Programmed Pyrolysis. AAPG Bulletin, 70(3), 318-329.

158. Peters, K.E., Kontorovich, A.E., Huizinga, B.J., Moldowan, J.M., & Lee, C.Y. 1994. Multiple oil families in the West Siberian Basin. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 78(6), 893-909.

159. Peters, K.E., Walters, C.C., Moldowan, J.M., 2005, The Biomarker Guide, Second Edition, Volume I, Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Human History, United Kingdom at the Cambridge University Press, 471 P.

160. Peters, K. E., & Moldowan, J. Michael. 1993. The Biomarker Guide: Interpreting Molecular Fossils in Petroleum and Ancient Sediments. Prentice Hall,Englewood Cliffs. New Jersy 07632, pp.363.

161. Peters, K. E., Snedden, J. W., Sulaeman, A., Sarg, J. F., & Enrico, R. J. 2000a. A New Geochemical-Sequence Stratigraphic Model for the Mahakam Delta and Makassar Slope, Kalimantan, Indonesia. AAPG Bulletin, 84(1), 12-44.

162. Peters, K.E., Moldowan, J.M., Schoell, M., & Hempkins, W.B. 1986b. Petroleum isotopic and biomarker composition related to source rock organic matter and depositional environment. Organic Geochemistry, 10(1-3), 17-27.

163. Peters, Kenneth E., & Moldowan, J. Michael. 1993. The Biomarker Guide: Inter- preting Molecular Fossils in Petroleum and Ancient Sediments. Prentice Hall, Englewood Cliffs. New Jersy 07632, pp.363.

164. Peters K.E. et al. (2016), Geochemical characterization of source rocks and oils from northern Iraq: Insights from biomarker and stable carbon isotope investigations: Marine and Petroleum Geology, 0264-8172, DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2016.07.019.

165. Peters K.E. et al. (2018), Organic geochemistry of the Middle-Late Jurassic Naokelekan Formation in the Ajil and Balad oil fields, northern Iraq: Journal of Petroleum Science and Engineering, 0920-4105, DOI: 10.1016/j.petrol.2018.03.031.

166. Peters, K.E., Moldowan, J.M., Schoell, M., & Hempkins, W.B. 1986b. Petroleum isotopic and biomarker composition related to source rock organic matter and depositional environment. Organic Geochemistry, 10(1-3), 17-27.

167. Peters, K. E., Moldowan, J. Michael, Driscole, A. R., & Demaison, G. J. 1989. Origin of Beatrice oil by co-sourcing from Devonian and Middle Jurassic source rocks, inner Moray Firth, United Kingdom. AAPG Bulletin, 73(4), 454-471.

168. Philp, R.P., 2003a, Formation and Geochemistry of Oil and Gas, in Treatise on Geochemistry, Holland, H.D. and Turekian, K.K. (Executive eds.), Vol. 7 , Sediments, Diagenesis and Sedimentary Rocks ,Mackenzie ,F.T. (Volume Editor), Elsevier pergamon,pp.223-256.

169. Philp, R. Paul. 1985. Biological markers in fossil fuel production. Mass Spectrometry Reviews, 4(1), 1-54.

170. Philp, R. P.; and Gilbert, T. D., 1980, Application of computerized gas chromatography-mass spectrometry to oil exploration in Australia: The Australian Petroleum Exploration Association Journal, v. 20, pt. 1, p. 221-228.

171. Philp, R. P., Sirrioneit, B. R. T.; and Gilbert, T. D., 1983, Diterpenoids in crude oils and coals of south eastern Australia, in M. Bjoroy and others (eds.), Advances in Organic Geochemistry 1981: John Wiley, New York, p. 698-704.

172. Philippi, G. T. 1965. On the depth, time and mechanism of petroleum generation. Geochimica et Cosmochimica Acta, 29(9), 1021-1049.

173. Pitman, J.K., Franczyk, K.J., and Anders, D.E., 1987, Marine and Non marine Gas-Bearing Rocks in Upper Cretaceous Blackhawk and Nelsen Formations, Estern Unita Basin, Utah: Sedimentology, Diagenesis, and Source Rock Potential, AAPG Bulletin, Vol. 71, No. 1, pp. 76-94.

174. Pitman, Janet K., Steinshouser, Douglas, & Lewan, Michael D. 2004. Petroleum generation and migration in the Mesopotamian Basin and Zagros Fold Belt of Iraq: results from a basin-modeling study. GeoArabia, 9(4), 41-72.

175. Powell, T.G., & McKirdy, D.M. 1973. Relationship between ratio of pristine to phytane, crude oil composition and geological environment in Australia. Nature, 243, 37-39.

176. Radke, M. 1987. Organic Geochemistry of Aromatic Hydrocarbons. In: Advances in Organic Geochemistry 1987, Academic Press INC. (London) LTD., 140-208.

177. Ranyayi, K. S. M., 2009, Source rock evaluation of Lower Tertiary formations in northeast Iraq: M.Sc. thesis, University of Sulaimani, Sulaimani, Iraq, 171 p.

178. Ross, L. M., & Ames, R. L. 1988. Strati cation of oils in Columbus basin off Trinidad. Oil & Gas J., Sept. (26), 72-76.

179. Sadooni, Fadhil N., & Aqrawi, Adnan A.M. 2000. Cretaceous Sequence Stratigraphy and Petroleum Potential of the Mesopotamian Basin, Iraq. Special Publication for Sedimentary Geology, 69, 315-334.

180. Sadooni, F. N., 1993, Stratigraphic sequence, Microfacies and petroleum prospects of the Yamama formation, Lower Cretaceous, Southern Iraq. AAPG bull, 77 p.

181. Sadooni F. N., 2004, Stratigraphy, depositional setting and reservoir characteristics of Turonian-Campanian carbonates in central Iraq, Journal of Petroleum Geology 27(4):357-371, DOI: 10.1111/j .1747-5457.2004.tb00063.x.

182. Sarmiento, L. F., & Rangel, A. 2004. Petroleum systems of the Upper Magdalena Valley, Colombia. Marine and Petroleum Geology, 21(3), 373-391.

183. Scalan, R.S., & Smith, J.E., 1970. An improved measure of the odd-to-even predominance in the normal alkanes of sediment extracts and petroleum. Geochimica et Cosmochimica Act, 34, 611-620.

184. Schmoker, James W. 1994. Volumetric Calculation of Hydrocarbons Generated. Pages 323{326 of: Magoon, LB, & Dow, WG (eds), The petroleum system from source to trap. Tulsa: American Association of Petroleum Geologists.

185. Schwark, L., and Empt, P., 2006. Sterane biomarkers as indicators of palaeozoic algal evolution and extinction events. Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology, 240, 225-236.

186. Seifert, Wolfgang K., & Moldowan, Michael J. 1978. Applications of steranes, terpanes and monoaromatics to the maturation, migration and source of crude oils. Geochimica et Cosmochimica Acta, 42(1), 77-95.

187. Seifert, W.K., Moldowan, J.M., 1979, The Effect of Biodegradation on Steranes and Terpanes in Crude Oils, Geochimica et Cosmochimica Acta, Vo. 43, No. 1, pp.111-126.

188. Shanmugam, G., 1985. Significance of coniferous rain forests and related organic matter in generating commercial quantities of oil, Gippsland Basin. Am. Assoc. Petrol. Geol. Bull. 69, 1241— 1254.

189. Sharaf, L. M., Leboudy, M. M. El, & Shahin, A. N. 2007. Oil Families and Their Potential Sources in the Southern Gulf of Suez, Egypt. Petroleum Science and Technology, 25(5), 539 -559.

190. Sherkati, S., Letouzey, J. 2004, Variation of structural style and basin evolution in the central Zagros [Izeh zone and Dezful Embayment], Iran, Mar. Pet.Geol., 21, 535 - 554.

191. Sissakian, V.K. and Fouad, S.F. (2012) Geological Map of Iraq, Scale 1:1,000,000. 4th Edition, GEOSURV, Baghdad.

192. Sletten, E.B., 2003, A comparison of Petroleum from Reservoirs and Petroleum Inclusions in Authigenic Mineral Cements-Haltenbanken, University of Oslo, Department of Geology, pp. 80-107.

193. Slentz, L.W. 1981. Geochemistry of reservoir fluids as unique approach to optimum reservoir management. SPE-9582, Presented at Middle East Oil Technical Conference, Manama, Bahrain.

194. Soylu, C., Yalcin, M.N., & Horsfield, B. 2005. Hydrocarbon generation habitat of two cretaceous carbonate source rocks in SE turkey. Journal of petroleum geology, 28, 67-82.

195. Stern B. and Johnson P. R. 2010, Continental lithosphere of the Arabian Plate: A geologic, petrologic, and geophysical synthesis, Earth-Science Reviews 101(1):29-67, DOI: 10.1016/j.earscirev.2010.01.002.

196. Sofer, Z., 1984, Stable carbon isotope compositions of crude oils-application to source depositional environments and petroleum alteration: AAPG Bulletin, v. 68, no. 1, p. 31-49.

197. Survey, U.S. Geological. 2002. Undiscovered Oil and Gas Resources of Lower Silurian Qusaiba Paleozoic Total Petroleum Systems, Arabian Peninsula. USGS Fact Sheet F5-008-02.

198. Talukdar, Suhas C., Dow, Wallace G., & Persad, Krishna M. 1990. Geochemistry of oils provides optimism for deeper exploration in Atlantic off Trinidad. Oil & Gas Journal, Nov 12, 118-122.

199. Taylor. G. H, TeichmUller .M, Davis.A, Diessel.C.F.K, Littke. R, Rober. P, 1998, Organic petrology, Handbook, Berlin; Stuttgart: Gebrudre Borntraeger. , 704 P.

200. Terken, J. M. J., Frewin, N. L., & L., Indrelid. S. 2001. Petroleum systems of Oman: Charge timing and risks. AAPG Bulletin, 85(10), 1817-1845.

201. Terken, Jos M.J. 1999. The Natih Petroleum System of North Oman. GeoArabia, 4(2), 157-180.

202. Thompson, K. F. M;. 1987. Fractionated aromatic petroleums and the generation of gas-condensates. Organic Geochemistry, 11(6), 573-590.

203. Thompson, K. F. M. 1988. Gas-condensate migration and oil fractionation in deltaic systems. Marine and Petroleum Geology, 5(3), 237-246.

204. Thompson, K. F. M. 1983. Classification and thermal history of petroleum based on light hydrocarbons. Geochimica et Cosmochimica Acta, 47(2), 303-316.

205. Thompson, K. F. M. 1979. Light hydrocarbons in subsurface sediments. Geochimica et Cosmochimica Acta, 43(5), 657-672.

206. Thompson, K. F. M. 1991. Contrasting characteristics attributed to migration observed in petroleum's reservoired in clastic and carbonate sequences in the Gulf of Mexico region. From

207. Tissot, B.P. and Welte, D.H., 1984, Petroleum Formation and occurrence: A new approach to oil and gas exploration, 2nd ed.: Springer - Verlag, Berlin, 699 P.

208. Tran, K. L. and Phillippe, B., 1993. Oil and Rock Extract Analysis. In: Bordenave, M. L. (ed). Applied Petroleum Geochemistry. Editions Technip, Paris, 375-394.

209. Van Aarssen, Ben G. K., Bastow, Trevor P., Alexander, Robert, & Kagi, Robert I. 1999. Distributions of methylated naphthalenes in crude oils: indicators of maturity, biodegradation and mixing. Organic Geochemistry, 30(10), 1213-1227.

210. Vandendroucke, M., 2003, Kerogen: From Types to Models of Chemical Structure, Oil and Gas Science and Technology-Rev. IFP, Vol. 58, No. 2, pp. 243-269.

211. Verma, Mahendra K., Thomas S, Ahlbrandt, & Al-Gailani, Mohammad. 2004. Petroleum reserves and undiscovered resources in the total petroleum systems of Iraq: reserve growth and production implications. GeoArabia, 9(3), 51-74.

212. Versfelt Jr., P.L. (2001) Major Hydrocarbon Potential in Iran. American Association of Petroleum Geologist Memoir, 74, 417-427.

213. Waples, D, W., and Machiara, T. 1991. Biomarkers for Geologists - A Practical Guide to the Application of Steranes and Triterpanes in Petroleum Geology. AAPG Methods in Exploration, 9, 91.

214. Waples, D., 1981, Organic geochemistry for exploration geologists: Burgess Publishing Co., Minneapolis, 151 p.

215. Wang, Z., Stout, S. A. and Fingas, M., 2006, Fornesic Fingerprinting of Biomarkers for oil spill characterization and source identification, Environmental Fornesics, Vol.7, pp. 105-146.

216. Wang, H. D. and Philp,R.P.,2001, Geochemical characterization of selected oils and source rocks from the Chester Formation, Springer Formation And Morrow Group of the Anaclarko Basin, Oklahoma, Geological Survey Circular,No.104, pp.41-57.b

217. Welte, D. H. and Waples, D. W., 1973. Über die Bevorsugung geradzahliger n-Alkaner in Sedimentgesteinen. Naturwissenschaffen, 60, 516-517.

218. Welte, D. H, Horsfield, B., & Baker, DR. 1997. Petroleum and Basin Evolution. Springer Verlag, New York.

219. Wenger, Lloyd M., Davis, Cara L., & Isaksan, Gary H. 2001. Multiple Controls on Petroleum Biodegradation and Impact on Oil Quality. Society of Petroleum Engineers Paper 71450.

220. West N., Alexander R. and Kagi R. I. (1990) The use of silicalite for rapid isolation of branched and cyclic alkane fractions of petroleum. Organic Geochemistry 15, 499-501.

221. Whelan, J.K., and Thompson-Rizer, K.L., 1993, Chemical Methods for assessing Kerogen and Protokerogen Types and Maturity, Organic Geochemistry, in Engel, M.H., and Macko, S.A. (eds.), Plenum Press, New York, pp. 289-353.

222. Wilkes, Heinz, Vieth, Andrea, & Elias, Rouven. 2008. Constraints on the quantitative assessment of in-reservoir biodegradation using compound-specific stable carbon isotopes. Organic Geochemistry Advances in Organic Geochemistry 2007 - Proceedings of the 23rd International Meeting on Organic Geochemistry, 39(8), 1215-1221.

223. Younes, .M.A., and Philp, .R.P., 2005, Source Rock Characterization based on Biological Marker Distribution of Crude Oils in the Southern Gulf of Suez, Egypt, Journal of Petroleum Geology, Vol. 28 No. 3, pp. 301-317.

224. Zhang, Shuichang, Liang, Digang, Gong, Zaisheng, Wu, Keqiang, Li, Maowen, Song, Fuqing, Song, Zhiguang, Zhang, Dajiang, & Wang, Peirong. 2003. Geochemistry of petroleum systems in the eastern Pearl River Mouth Basin: evidence for mixed oils. Organic Geochemistry Chinese 2001 Symposium on Research and Technological Advances of Reservoir Geochemistry, 34(7), 971-991.

225. Zhang, Shuichang, & Huang, Haiping. 2005a. Geochemistry of Palaeozoic marine petroleum from the Tarim Basin, NW China: Part 1. Oil family classification. Organic Geochemistry, 36(8), 12041214.

226. Zumberge, J.E., 1987. Terpenoid biomarker distributions in low maturity crude oils. Org. Geochem. 11, 479-496.