RUDN Journal of Engineering ResearchRUDN Journal of Engineering ResearchВестник Российского университета дружбы народов. Серия: Инженерные исследования2312-81432312-8151Peoples’ Friendship University of Russia named after Patrice Lumumba (RUDN University)3506310.22363/2312-8143-2023-24-1-76-85DBDTZJArticlesСтатьиResearch ArticleRecognization and characterization of sources rocks in well BX in the sedimentary basin of Cote d’IvoireРаспознавание и характеристика исходных пород в скважине BX в осадочном бассейне Кот-д’Ивуараhttps://orcid.org/0000-0001-7220-59789447-5901AbramovVladimir Yu.АбрамовВладимир Юрьевич

PhD of Geology, Association Professor of the Department of Civil Engineering, Academy of Engineering

кандидат геолого-минералогических наук, доцент департамента недропользования и нефтегазового дела, Инженерная академия

geophy-rudn@mail.ruhttps://orcid.org/0000-0002-3898-467XEssohNome G.S.ЭссоНом Грас Соланж

postgraduate student, Subsoil and Oil and Gas Management Department, Academy of Engineering

аспирант, департамент недропользования и нефтегазового дела, Инженерная академия

egracesolange@yahoo.frRUDN UniversityРоссийский университет дружбы народов25062023241VOL 24, NO1 (2023)ТОМ 24, №1 (2023)768526062023Copyright ©; 2023, Abramov V.Y., Essoh N.G.Copyright ©; 2023, Абрамов В.Ю., Эссо Н.Г.2023Abramov V.Y., Essoh N.G.Абрамов В.Ю., Эссо Н.Г.https://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0/legalcodehttps://journals.rudn.ru/engineering-researches/article/view/35063

In order to recognize and characterize the sources rocks in the BX well, samples of this well have been selected and analysed using Rock-Eval pyrolysis method and another set samples were prepared and observed through microscope for visual kerogen characterisation. The total organic carbon of BX well sediments varies between 0.41 and 3.41 wt%, with 1.29 wt% on average. These high values indicate good organic matter content in this well. The hydrogen index (HI) of the studied samples ranges from 49 to 292 mgHC/gTOC, with an average of 109 mgHC/gTOC, indicating mainly a type III kerogen. This kerogen is composed of humic material (vitrinite and inertinite) and amorphous organic matter with marine microfossils (dinoflagellate cysts and micro-foraminiferal linings). Thermal maturity parameters show that, Maastrichtian, Campanian, Early Senonian and Turonian are immature with Tmax values below 435 °C. However, according to Tmax values, samples reach oil window in Albian at 9840 ft while spore colour index indicate that this limit can be put at 9210 ft into Cenomanian age. The section from 7260 to 7590 ft in Campanian interval displays the best qualities of source rock. This section is composed of good quantity of type III and type II/III kerogen with moderate hydrocarbon potential, but this source rock is immature to generate hydrocarbons.

Отобраны и проанализированы методом пиролиза Rock-Eval образцы из скважины BX, для того чтобы определить и охарактеризовать исходные породы в ней. Другой набор образцов подготовлен и просмотрен с помощью микроскопа для визуальной характеристики керогена. Общее содержание органического углерода в отложениях скважины BX варьируется от 0,41 до 3,41 весовых %, в среднем 1,29 весовых %. Такие высокие значения указывают на хорошее содержание органического вещества в этой скважине. Водородный индекс (HI) исследованных образцов колеблется от 49 до 292 мгHC/гTOC, в среднем 109 мгHC/гTOC, что указывает на наличие в основном керогена типа III. Этот кероген состоит из гуминового материала (витринита и инертинита) и аморфного органического вещества с морскими микрофоссилиями (цисты динофлагеллят и микрофораминиферовые отложения). Параметры термической зрелости показывают, что Маастрихтский, Кампанский, ранний Сенонский и Туронский периоды являются незрелыми со значениями Tmax ниже 435 °С. Однако, согласно значениям Tmax, образцы достигают нефтяного окна в Альбе на высоте 9840 футов, в то время как индекс цвета спор указывает, что этот предел может быть установлен на высоте 9210 футов в сеноманском возрасте. Участок от 7260 до 7590 футов в кампанском интервале демонстрирует лучшие качества исходной породы. Данный разрез состоит из хорошего количества керогена типа III и типа II/III с умеренным углеводородным потенциалом, но эта исходная порода незрелая для генерации углеводородов.

offshoregeochemicalstratigraphyRock-Eval analyzepetroleum potentialшельфгеохимиястратиграфияанализ Rock-Evalнефтяной потенциалTissot BP, Welte DH. Petroleum formation and occurrence. 2nd ed., revised and enlarged. Berlin, Heidelberg: Springer; 1984.Espitalié J, Marquis F, Barsony I. Geochemical logging. In: Voorhees KJ. (ed.) Analytical Pyrolysis - Techniques and Applications. Boston: Butterworth; 1984. p. 276-304. https://doi.org/10.1016/B978-0-408-01417-5.50013-5Hun JM. Petroleum geochemistry and geology. San Francisco: W.H. Freeman and Co.; 1979.Barker CE. A comparison of vitrinite reflectance measurements made on whole-rock and dispersed organic matter concentrate mounts. Organic Geochemistry. 1996;24(2):251-256.Espitalie J, Laporte JL, Madec M, Marquis F, Leplat P, Paulet J, Boutefeu A. Méthode de caractérisation des roches mères, de leur potentiel pétrolier et de leur dégré d’évolution. Oil & Gas Science and Technology. 1977;32(1):23-42. https://doi.org/10.2516/ogst:1977002Hakimi MH, Alias FL, Abdullah WH, Azhar MH, Kugler RL. Organic geochemical characteristics and depositional environment of the Tertiary Tanjong Formation coals in the Pinangah area, onshore Sabah, Malaysia. International Journal of Coal Geology. 2012;104:9-21. https://doi.org/10.1016/j.coal.2012.09.005Ruble TE, Lewan MD, Philp RP. New insights on the green river petroleum system in the Uinta Basin from hydrous pyrolysis experiments. AAPG Bulletin. 2001; 85(8):1333-1371. https://doi.org/10.1306/8626CAB9-173B-11D7-8645000102C1865DBehar F, Lewan MD, Lorant F, Vandenbroucke M. Comparison of artificial maturation of lignite in hydrous and nonhydrous conditions. Organic Geochemistry. 2003; 34(4):575-600. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(02)00241-3Tyson RV. Sedimentary organic matter. Organic facies and palynofacies. Springer; 1995.Killops SD, Killops VJ. An introduction to organic geochemistry. Oxford: Blackwell; 1993.Peters KE, Walters CC, Moldowan JM. The bio-marker guide. 2nd ed. Cambridge: Cambridge University Press; 2005.Peters KE. Guidelines for evaluating petroleurn source rocks using programmed pyrolysis. American Association of Petroleum Geologists Bulletin. 1986;70:318-329. https://doi.org/10.1306/94885688-1704-11D7-8645000102C1865DArfaouni A, Montacer M, Kamoun F, Rigane A. Comparative studybetween Rock-Eval pyrolysis and biomarkers parameters: a case study of Persian source rocks in central-northern Tunisia. Marine and Petroleum Geology. 2007;24(10):566-578. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2007.05.002Fofana B, Loko O, Atsé L, Ahientio H. Geochemical report of Marsouin-1X, Marlin-2 for FOXTROT INTER; PETROCI-DCAR. Abidjan; 2010.Petroci, Biostratigraphy stydy Baobab-2x well, Block CI-40, Offshore Cote d’Ivoire. 2003.