Die Ölfamilien im Erdölsystem des Euphrat-Grabens

Syrien, im nördlichen Teil der arabischen Halbinsel gelegen, ist eines der wichtigsten erdölproduzierenden Länder des Nahen Ostens. Eine der erdölhöffigsten Provinzen ist das Euphrat-Graben-System im östlichen Teil des Landes, in dem im Laufe der 80er Jahre Erdöl und Erdgas durch Shell E&P und seine Partner entdeckt wurden. Seit damals wurden keine weiterführenden Studien durchgeführt, welche die Herkunft der aus mehr als 60 Ölfeldern stammenden Rohöle eindeutig belegen könnten. Die vorliegende Arbeit widmet sich dieser Wissenslücke mit einem petroleum-geochemischen Ansatz und versucht, offene Fragen bezüglich der Herkunft der im Bereich des Euphrat Grabens geförderten Leicht- und Schweröle zu beantworten. 82 Ölproben und 37 Gesteinsproben wurden geochemisch analysiert, um die molekulare Zusammensetzung der geförderten Kohlenwasserstoffe zu untersuchen und den Reifegrad der jeweiligen Muttergesteine festzustellen. Für 30 ausgewählte ölproben wurden zusätzlich stabile Isotope und Diamantoide analysiert. Durch öl-öl Korrelation, basierend auf der Gesamtzusammensetzung, sowie Charakteristika von Biomarkern und Nicht-Biomarkern, wurden drei ölfamilien im Studiengebiet identifiziert: Familie 1, Familie 2A und Familie 2B. Für die Rohöle der Familie 1 kann gezeigt werden, dass diese von einem marinen, tonreichen Muttergestein stammen, welches, nach Analyse reifeabhängiger Biomarker (aliphatische Biomarker) und Nicht- Biomarker (Diamantoide), von hoher Maturität sein muss. Unter Zuhilfenahme altersabhängiger Biomarker-Parameter kann ein prä-jurassisches Alter abgeleitet werden. Basierend auf diesen Charakteristika kann auf die Tanf Formation (Abba Gruppe) als Muttergestein geschlossen werden, die ein Äquivalent zu den "Hot Shales" des unteren Silurs im Nahen Osten und Nordafrika darstellt. Des Weiteren wird gezeigt, dass die in der Oberen Kreide abgelagerten R'mah Formation und Shiranish Formation verantwortlich für die Genese der übrigen untersuchten Rohöle sind. Kompositionelle und molekulare Unterschiede zwischen Familie 2A und 2B könnten auf Fazies- und geringfügige Reifeunterschiede zurückgeführt werden. Geochemische Erdöl-Muttergesteins-Korrelationen unterstützen die Klassiffkation in ölfamilien dahingehend, dass die Familie 2A der Shiranish Formation und die Familie 2B der R'mah Formation zuzuordnen sind. Aufgrund der sehr komplexen tektonischen Situation und dem Fehlen relevanter geologischer Daten war es im Rahmen dieser Arbeit nicht möglich, einen eindeutigen Migrationsweg der Rohöle vom Muttergestein zum Reservoir nachzuvollziehen. Trotzdem werden hier potentielle Migrationswege unter Zuhilfenahme skizzenhafter Fallenstrukturen und Konfigurationen für spezifische Gebiete aufgezeigt, insbesondere für Rohöle aus den achen Reservoiren des Miozäns. Um vorherzusagen, in welchem Ausmaß sich diese ölfamilien untereinander vermischen, wurden statistische Mischungsmodelle für öle mit unterschiedlichen Signaturen und Muttergesteinen erarbeitet. Die Ergebnisse dieses theoretischen "Mixing"-Ansatzes sind vielversprechend und zeigen, dass einige öle aus dem südöstlichen Teil der Grabenstruktur zusätzlich zu ihrer primären Herkunft, der oberkretazischen R'mah Formation, signifikante Anteile aus silurischen Muttergesteinsintervallen aufweisen. Diese Ergebnisse könnten neue Explorationsansätze unterstützen, da durch Kenntnis möglicher Migrationsrouten zusätzliche Kohlenwasserstoffvorräte im paläozoischen Intervall im süd- und nordöstlichen Teil des Grabens zufinden sein können. Sekundäre Alterationsprozesse hatten ebenfalls, vor allem in ach gelegenen Reservoiren, einen signifikanten Einuss auf die Erdölzusammensetzung. Geochemische Untersuchungen von Rohölen aus dem nordwestlichen Teil des Grabens zeigen, dass Biodegradation stattgefunden hat, was sich in einer höheren öldichte und einer geringeren Konzentration an kurzkettigen Kohlenwasserstoffen niederschlägt.Located in the northern part of Arabian Peninsula, Syria is one of the Middle East oil countries. The most petroliferous province in Syria is the Euphrates Graben system in the eastern part of the country. Oil and gas have been discovered in this graben in the mid 1980's by Shell E&P and its partners. Since then no comprehensive study has been performed to investigate the origin of crude oils produced from more than 60 oil fields in the area. This study deals with this issue from a petroleum geochemistry perspective and tries to answer open questions regarding the source of light and heavy oils produced over the Euphrates Graben. Eighty two oil samples in addition to 37 rock samples have been analysed geochemically in order to investigate the molecular composition of hydrocarbons and the maturation degree of their associated source rocks. Routine geochemical analysis in addition to stable isotopes and diamondoid analyses were carried out for 30 oil samples. Based on gross composition, biomarker and non-biomarker characteristics, oil-oil correlation identified three oil families in the study area: Family 1, Family 2A and Family 2B. Crude oils of Family 1 have been found to be generated from a marine, clay-rich and highly mature source rock. The related source rock is older than Jurassic in age based on age-related biomarker parameters. Maturity-related parameters (aliphatic biomarkers) and non-biomarkers (like diamondoids) imply that a highly mature source rock is responsible for generating Family 1 crude oils. These features fit very well to Palaeozoic Tanf Formation (Abba group) which is equivalent to Lower Silurian Hot Shales found elsewhere in the Middle East and North Africa. However, the Upper Cretaceous R'mah Formation and Shiranish Formation were found to be responsible for generating the remaining crude oils studied here. Compositional and molecular differences between families 2A and 2B were attributed to facies and subtle maturation variations. Geochemical oil-source rock correlation supported the classification of oil families that Family 2A was most likely generated from the Shiranish Formation, while the R'mah Formation was the source rock for Family 2B oils. According to the very complex tectonic situation of this rift basin and, additionally, the lack of geological data, it was not possible to definitely retrace the migration pathways for oils from source rocks to reservoirs. However, an attempt to figure out the potential migration fairways is presented by concepts for trap configurations for specific areas especially for crude oils found in shallow Miocene reservoirs. To predict to which extent these oil families could mix with each other, oil mixing mathematical models have been applied for crude oils, which have different signatures from different source. The results of the theoretical mixing were promising and showed that some oils in the southeastern part of the graben generated principally from the Upper Cretaceous R'mah Formation, and have got significant contribution from a Silurian source rock. These findings about petroleum mixtures could support the attempts to find more hydrocarbon plays in the Palaeozoic section in south- and northeastern part of the graben by retracing possible oil migration routes. Secondary alteration processes inuenced the petroleum composition particularly in shallow reservoirs. Geochemical investigations for crude oils in the northwestern part of the graben showed that biodegradation took place resulting in lower API gravities and poorer light ends