Тектонічні та геохімічні критерії еволюції органічної речовини Кросненської зони Карпат в контексті нафтогазоносності
Анотація
В статті приведений аналіз геологічних та тектонічних чинників, які впливали на формування родовищ Кросненської зони Зовнішніх Карпат. Авторами розглянута низка питань, які стосуються положень стратиграфїї і тектоніки цієї зони. Наведена історія вивчення геологічної будови 7 родовищ, які знаходяться на території Польщі та України в межах розглянутого та прилеглих регіонів: Боринського (свердловина 1, 2), Гринявського, Хащів-Лопушанського, Побук, Санок, Страхоціна та Грабовніца. Загалом у розрахунок увійшло 13 вимірювання складу газових сумішей. Діапазон глибин для розглянутих проб знаходиться в межах 875-5077 м, що дозволило нам робити висновки про зміни геохімічних коефіцієнтів з глибиною. Аналіз історії еволюції органічної речовини проводився методом геохімічних коефіцієнтів і термодинамічним моделюванням за методами констант незалежних хімічних реакцій та максимізацією ентропії. За результатами аналізу встановлено, що тектонічні критерії безпосередньо впливають на термобаричні умови, керують еволюційними процесами деструкції органічної речовини. Нами виявлено, що джерелом газів родовищ Кросненської зони є лише кероген. Натомість, частина родовищ зон, що примикають до Кросненської демонструють відхилення від цієї закономірності і ми припускаємо, що частина газів цих родовищ утворена внаслідок крекінгу нафти. В статті показано, що значення коефіцієнту i-C4/n-C4 незначно коливаються для покладів розглянутого регіону. Вочевидь, це свідчить, що еволюція органічної речовини для розглянутих родовищ відбувалась у близьких умовах як за термобаричними умовами, так і за складом материнської речовини. Цей висновок підтверджується результатами обчислень глибин утворення рівноважних газових сумішей як максимізацією ентропії, так і методом констант незалежних хімічних реакцій.
Завантаження
Посилання
Kolodiy, V.V., Boyko, G.Yu., Boychevska, L.T. & Bratus M.D. (2004). Carpathian oil-and-gas-bearing province. Ky-iv-Lviv, LLC "Ukrainian Publishing Center" [in Ukrainian]
Dolenko G.N. (1990). Geology and geochemistry of oil and gas. Kyiv, Naukova dumka.
Pavlyuk, M., Galabuda, M., Rizun, B., Savchak, O., Medvedev, A. (2008). Geodynamic conditions of the formation of oil and gas-bearing provinces of Ukraine. Geology and geochemistry of combustible fossils, 3(144), 16-25. [in Ukrainian]
Savchak, O. (2017). Geochemical aspects of oil and gas accumulation processes in oil and gas-bearing regions of Ukraine. Geology and geochemistry of combustible fossils, 1-2(170-171), 154-156. [in Ukrainian]
Savchak, O. (2018). Geodynamic and geochemical aspects of oil and gas accumulation in the Western oil and gas region of Ukraine. Geology and geochemistry of combustible fossils, 3-4 (176-177), 5-21. [in Ukrainian]
Savchak, O. (2018). Peculiarities of distribution of hydrocarbon components of natural gas in the Western oil and gas region of Ukraine. Geology and geochemistry of combustible fossils, 1-2 (174-175), 109-110. [in Ukrainian]
Kamkowski, P. (1993). Zloża gazu ziemnogo i ropy naftowei w Polsce. Karpaty i Zapadlisko Przedkarpackie. Krakow, Towarzystwo Geosynoptyków “Geos” AGH. [in Polish]
Prinzhofer, A., Mello, M. R., & Takaki, T. (2000). Geochemical Characterization of Natural Gas: A Physical Multi-variable Approach and its Applications in Maturity and Migration Estimates. AAPG Bulletin, 84(8), 1152-1172.
Khokha, Yu.V. (2014). Thermodynamics of deep hydrocarbons in forecasting regional oil and gas potential. Kyiv, Naukova dumka. [in Ukrainian]
Nikonov V.N. (1961). Heavy hydrocarbons and their ratio in gases of oil and gas deposits. Geology of oil and gas, 8, 15-21.
Wood, J. M., & Sanei, H. (2016). Secondary migration and leakage of methane from a major tight-gas system. Na-ture Communications, 7(1), 1-9. https://doi.org/10.1038/ncomms13614
Gai, H., Tian, H., & Xiao, X. (2018). Late gas generation potential for different types of shale source rocks: Implica-tions from pyrolysis experiments. International Journal of Coal Geology, 193, 16-29. https://doi.org/10.1016/j.coal.2018.04.009
Behar, F., Kressmann, S., Rudkiewicz, J. L., & Vandenbroucke, M. (1992). Experimental simulation in a confined system and kinetic modelling of kerogen and oil cracking. Organic Geochemistry, 19(1-3), 173-189. https://doi.org/10.1016/0146-6380(92)90035-V
Jian, L. I., Zhisheng, L. I., Xiaobo, W. A. N. G., Dongliang, W., Zengye, X., Jin, L., ... & Aisheng, H. A. O. (2017). New indexes and charts for genesis identification of multiple natural gases. Petroleum Exploration and Development, 44(4), 535-543. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(17)30062-9
Khokha, Yu.V., Liubchak, O. V., Yakovenko, M.B. & Bryk, D.V. (2020). Determination of the amount of kerogen nec-essary for the formation of hydrocarbon deposits in the Western oil and gas region of Ukraine. Geology and geo-chemistry of combustible fossils, 1(181), 52-61. [in Ukrainian] https://doi.org/10.15407/ggcm2020.01.052
Tysso, B., & Velte, D. (1981). Formation and distribution of oil. Moskva, Myr.
Vandenbroucke, M., & Largeau, C. (2007). Kerogen origin, evolution and structure. Organic Geochemistry, 38(5), 719-833. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2007.01.001
Chekaliuk, E.B. (1971). Thermodynamic foundations of the theory of the mineral origin of oil. Kyev, Naukova dumka.
Tribus, M. (1961). Thermodynamics and Thermostatics: An Introduction to Energy, Information and States of Mat-ter, with Engineering Applications. Princeton: D. Van Nostrand Company Inc.
Khokha, Yu. V., Yakovenko, M. B. & Lyubchak, O.V. (2020). Entropy maximization method in thermodynamic model-ling of organic matter evolution at geodynamic regime changing. Geodynamics, 2(29), 79-88. https://doi.org/10.23939/jgd2020.02.079
Цю роботу ліцензовано за Міжнародня ліцензія Creative Commons Attribution 4.0.
