ОГЛЯД ВІЗЕЙСЬКИХ КОЛЕКТОРІВ НЕТРАДИЦІЙНОГО ТИПУ ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКОЇ ЗАПАДИНИ ТА ПОРІВНЯННЯ З ПІВНІЧНОАМЕРИКАНСЬКИМИ НЕТРАДИЦІЙНИМИ ФОРМАЦІЯМИ

Богдан  КРУГЛОВ; Сергій  ЛЕВОНЮК; Святослав  ЮРАС; Іван  КАРПЕНКО

doi:10.17721/1728-2713.106.04

Автор(и)

Богдан КРУГЛОВ Київський національний університет імені Тараса Шевченка, Київ, Україна
Сергій ЛЕВОНЮК УкрНДІгаз, філія АТ "Укргазвидобування", Київ, Україна
Святослав ЮРАС Інститут геофізики ім. С. І. Субботіна НАН України, Київ, Україна
Іван КАРПЕНКО 1. АТ "Укргазвидобування", Київ, Україна. 2. Інститут геохімії, мінералогії та рудоутворення ім. М. П. Семененка НАН України, Київ, Україна.

DOI:

https://doi.org/10.17721/1728-2713.106.04

Ключові слова:

материнська порода, нетрадиційні колектори, загальний вміст органічного вуглецю, сланцевий газ, рудівські верстви, термальна зрілість

Анотація

Вступ. Сучасний прогрес видобутку вуглеводнів зі сланцевих і щільних порід, а саме вдосконалення технологій горизонтального буріння та проведення багатостадійного гідророзриву пласта за економічно обґрунтованими вартостями, відкриває нові горизонти для розвідки та розробки нафти і газу в усьому світі. Важливість сланцевої нафти і газу викликала інтерес у всьому світі після великого успіху видобутку в Північній Америці. Пропонована стаття є продовженням серії публікацій, присвячених вивченню візейських нетрадиційних колекторів у межах Дніпровсько-Донецької западини. У ній розглянуто візейські відклади, а саме нижньовізейська карбонатна плита XIII МФГ (горизонти В24-25), та "рудівські верстви", кременисті кальцитизовані збагачені на органіку сланці (В-23) у межах виявлених перспективних зон Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ), що оцінюються щодо потенціалу розробки нетрадиційних колекторів, використовуючи метод аналогії з успішними Північноамериканськими формаціями.

Методи. Порівнювались ключові геологічні та геохімічні показники з обраними аналогами, а саме: геологічний вік, умови осадконакопичення, літологія і товщина відкладів, геохімічні дані (загальний вміст органічного вуглецю (ТОС), коефіцієнт відбиття вітриніту (Ro), генераційні властивості порід згідно із піролітичними дослідженнями та зрілістю породи), мінералогічний склад і пористість.

Результати. Відповідно до проведеного дослідження, візейські нетрадиційні відклади ДДЗ чітко корелюють з най продуктивнішими родовищами газу з нетрадиційних колекторів (сланці, збагачені органікою карбонати) в Північній Америці. Глибина залягання та геологічне положення візейських нетрадиційних об'єктів загалом зіставні з Північноамериканськими аналогами або дещо вищі за них, зважаючи на наявні дані; товщини відкладів перебувають у схожих діапазонах. З позиції мінералогічного складу, а саме за даними рентгено-структурного аналізу (XRD), рудівські верстви схожі до сланців Барнетт і Вудфорд, карбонатні горизонти В-24-25 відповідають формації Ігл-Форд. Високий середній вміст ТОС для горизонту В-23 (до 10 % ваг.) можна порівняти зі сланцями Баккен і Вудфорд.

Висновки. Геологічні та геохімічні параметри візейських горизонтів, розглянутих у цій роботі, є багатонадійними з погляду перспектив розробки нетрадиційних колекторів для збільшення енергоресурсної бази України. Однак для того, щоб з упевненістю зробити висновки щодо економічної рентабельності розробки досліджуваних об'єктів, необхідне детальніше ви вчення з урахуванням результатів буріння та випробування після проведення багатостадійного гідравлічного розриву порід.

Посилання

Abousleiman, Y., Tran, M., Hoang, S., Bobko, C., Ortega, A., & Ulm, F. J. (2008). Study characterizes Woodford shale. Am Oil Gas Rep., 51(1), 106–115.

Bowker, K. A., (2007). Development of the Barnett Shale play, Fort Worth Basin. American Association of Petroleum Geologists Search and Discovery, аrticle 10126. Tulsa, Oklahoma.

Bromhead, A., & Butt, T. (2019). Regional appraisal of shale resource potential within the Permian, Anadarko and Arkoma basins: how does the Alpine High stack up? First Break, 37(4), 43–47. https://doi.org/10.15530/URTEC-2018-2886116

Bruner, K. R., & Smosna, R. A. (2011). A comparative study of the Mississippian Barnett shale, Fort Worth basin, and Devonian Marcellus shale, Appalachian basin. US department of energy.

Burruss, R. C., & Hatch, J. R. (1989). Geochemistry of oils and hydrocarbon source rocks, greater Anadarko basin: evidence for multiple sources of oils and long-distance oil migration. Oklahoma Geological Survey. De Silva, P. N. K., Simons, S. J. R., Stevens, P., & Philip, L. M. (2015). A comparison of North American shale plays with emerging non-marine shale plays in Australia. Marine and Petroleum Geology, 67, 16–29.

https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2015.04.011

Eker, I., Kurtoglu, B., & Kazemi, H. (2014). Multiphase rate transient analysis in unconventional reservoirs: theory and applications. In SPE/CSUR Unconventional Resources Conference–Canada. OnePetro. https://doi.org/10.2118/171657-PA

Energy Information Administration (EIA) (2019). Dry shale gasestimates by play. https://www.eia.gov/naturalgas/data.php#production

Eoff, D. J. (2013). Shale hydrocarbon reservoirs: Some influences of tectonics and paleogeography during deposition. Geology of the Haynesville Gas Shale in East Texas and West Louisiana, 105, 5–27.

Gavrish, V. K., Machulina, S. A., & Kurilenko, V. S. (1994). Visean oil- source formation of the Dnieper-Donets basin. Reports of the National Academy of Sciences of Ukraine, 7, 92–95.

Goldhammer, R. K. (1998). Second-order accommodation cycles and points of stratigraphic turnaround: Implications for high-resolution sequence stratigraphy and facies architecture of the haynesville and cotton valley lime pinnacle reefs of the east texas salt basin. Houston Geological Society Bulletin North American Explorationists Meeting, 27, 1–2.

Hackley, P. C., & Cardott, B. J. (2016). Application of organic petrography in North American shale petroleum systems: A review. International Journal of Coal Geology, 163, 8–51. https://doi.org/10.1016/j.coal.2016.06.010

Hammes, U., & Frébourg, G. (2012). Haynesville and Bossier mudrocks: A facies and sequence stratigraphic investigation, East Texas and Louisiana, USA. Marine and Petroleum Geology, 31(1), 8–26. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2011.10.001

Hammes, U., Hamlin, H. S., & Ewing, T. E. (2011). Geologic analysis of the Upper Jurassic Haynesville Shale in east Texas and west Louisiana. AAPG bulletin, 95(10), 1643–1666. http://dx.doi.org/10.1306/02141110128

Hentz, T. F., & Ruppel, S. C. (2010). Regional Lithostratigraphy of the Eagle Ford Shale: Maverick Basin to East Texas Basin. Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions, 60, 325–337.

Huang, J., Caineng, Z., Jianzhong, L., Dazhong, D., Sheiiao, W., Shiqian, W., & Cheng, K. (2012). Shale gas generation and potential of the lower Cambrian Qiongzhusi formation in the southern Sichuan Basin, China. Petroleum Exploration and Development, 39(1), 75–81. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(12)60017-2

Huo, Z., Gao, J., Zhang, J., Zhang, D., & Liang, Y. (2021). Role of overlying and underlying limestones in the natural hydraulic fracturing of shale sections: The case of marine-continental transitional facies in the Southern North China Basin. Energy Reports, 7, 8711–8729. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2021.11.025

Iuras, S., Orlyuk, M., Levoniuk, S., Drukarenko V., & Kruhlov, B. (2023). Unconventional shale gas potential of lower visean organic-rich formations of Glynsko-Solohivskyi petroleum region. Geodynamics, 34(1), 80–96. https://doi.org/10.23939/jgd2023.01.080

Iuras, S., Orlyuk, M., Karpyn, V., Levoniuk, S. (2024). Unconventional Reservoir Formation Evaluation of Visean organic rich formation with limited logging dataset in Dnipro-Donets Basin, Eastern Ukraine. GeoConvention, Cargary, June, 17–19, 2024.

Jarvie, D. M. (2012). Shale resource systems for oil and gas. Part 2: Shale- oil resource systems. https://doi.org/10.1306/13321446M973489

Jarvie, D. M., Hill, R. J., Ruble, T. E., & Pollastro, R. M. (2007). Unconventional shale-gas systems: The Mississippian Barnett Shale of north- central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment. AAPG bulletin, 91(4), 475–499. https://doi.org/10.1306/12190606068

Jiang, H. Y., Song, X. M., Wang, Y. J., An, X. X., Qi, R. L., & Peng, S. M.

(2008). Current situation and forecast of the world's carbonate oil and gas exploration and development. Offshore Oil, 28(4), 6–13.

Kabyshev, B., Krivchenkov, B., Stovba, S., & Ziegler, P. A. (1998). Hydrocarbon habitat of the DniepreDonets depression. Marine and Petroleum Geology, 15, 177–190. https://doi.org/10.1016/S0264-8172(98)00018-X

Karpenko, I. (2016). Macerals of Devonian and Carboniferous Petro-leum Source Rocks within Southern Border of Dnieper-Donets Basin,Ukraine. 5th National Conference-School: Modern Problems of Geological Sciences 2016, Kyiv, Ukraine (pр. 32–34).

Karpenko, O., Ohar, V., Karpenko, I., & Bezrodna, I. (2021). Differentiation of Rudov Beds based on the statistical methods on geological and geophysical data. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, 1, 5–10. https://doi.org/10.33271/nvngu/2021-1/005

Klemme, H. D. & Ulmishek, G. F. (1991). Effective Petroleum Source Rocks of the World: Stratigraphic Distribution and Controlling Depositional Factors. AAPG Bulletin, 75, 1809–1851. https://doi.org/10.1306/0C9B2A47-1710-11D7-8645000102C1865D

Klemme, H. D. (1994). Petroleum Systems of the World Involving Upper Jurassic Source Rocks: Chapter 3: Part I. Introduction. AAPG Special Volumes, 51–72.

Kruhlov, B., Levoniuk, S., Iuras, S., & Karpenko, I. (2023). A Review of Ukrainian Visean Shales "Rudov Beds" for Shale Gas Exploration and Comparison to North American Shale Plays. 17th International Conference Monitoring of Geological Processes and Ecological Condition of the Environment, 2023(1), 1–5. European Association of Geoscientists & Engineers. https://doi.org/10.3997/2214-4609.2023520146

Kuang, L., Yong, T., Dewen, L., Chang, Q., Ouyang, M., Lianhua, H., & Deguang, L. I. U. (2012). Formation conditions and exploration potential of tight oil in the Permian saline lacustrine dolomitic rock, Junggar Basin, NW China. Petroleum Exploration and Development, 39(6), 700–711. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(12)60095-0

Lazaruk, Y. (2012). Geological structure and oil and gas potential of deposits of the xiii microfaunal horizon of the Dnipro-Donetsk Depression. Mineral Resources of Ukraine, 2, 17–20 [in Ukrainian].

Levoniuk, S., Iuras, S., Csizmeg, J., Vertiukh, A., Karpyn, V., Verhunenko, O., Khrapach, T., Kruhlov, B., Karpenko, I., & Sralla, B. (2023). Geological Settings and Depositional Model of Visean Unconventional Plays Within Dnipro-Donets Basin. AAPG 2023 International Conference and Exhibition (ICE). https://www.researchgate.net/publication/376582311_Geological_Settings_ and_Depositional_Model_of_Visean_Unconventional_Plays_within_Dnipro- Donets_Basin

Levoniuk, S., Csizmeg, J., Orynchak, S., Ostafiichuk, A., Verhunenko, O., Karpyn, V., Vertiukh, A., Khrapach, T., Iuras, S., Kruhlov, B., & Sralla, B. (2024). Visean Unconventional Plays at Dnieper-Donets Basin, Ukraine: Geological Settings and Exploration Challenges. AAPG 2024 Europe Regional Conference (ERC).

Li, Y., Zhou, D. H., Wang, W. H., Jiang, T. X., & Xue, Z. J. (2020). Development of unconventional gas and technologies adopted in China. Energy Geoscience, 1(1–2), 55–68. https://doi.org/10.1016/j.engeos.2020.04.004

Liang, D. G., Ran, L. H., & Dai, D. S., et al. (2011). A re-recognition of the prospecting potential of Jurassic large-area and non-conventional oils in the central-northern Sichuan Basin. Acta Pet Sin. 32(1), 8–17 [in Chinese].

Liu, W. et al. (2017). New knowledge of hydrocarbon generating theory of organic matter in Chinese marine carbonates. Petroleum Exploration and Development, 44(1), 159–169. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(17)30020-4

Loucks, R. G., & Ruppel, S. C. (2007). Mississippian Barnett Shale: Lithofacies and depositional setting of a deep-water shale-gas succession in the Fort Worth Basin Texas. AAPG bulletin, 91(4), 579–601. https://doi.org/10.1306/11020606059

Lukin, A. E. (2011). On the nature and prospects of gas content of low- permeable rocks of the Earth's sedimentary shell. Reports of the National Academy of Sciences of Ukraine, 3, 114–123 [in Russian].

Lukin, O, Gafych, Ii, Goncharov, G., Makogon, V., Prygarina, T. (2020). Hydrocarbon potential in entrails of the earth of Ukraine and main trend of its development. Mineral resources of Ukraine, 4, 28–38 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.31996/mru.2020.4.28-38.

Machulina, S. O. & Babko, I. M. (2004). On the geology of the Visean pre- Nicolithic strata of the Dnipro-Donetsk Depression. Oil and Gas Industry, 5, 3–8 [in Ukrainian].

Makogon, V. V. (2008). Facies types and zonation of the Visean oil and gas bearing deposits of the central part of the DDB. Collection of scientific works of the Institute of Geological Sciences of the NAS of Ukraine, 1, 96– 103 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.30836/igs.2522-9753.2008.152442

Mews, K. S., Alhubail, M. M., & Barati, R. G. (2019). A review of brittleness index correlations for unconventional tight and ultra-tight reservoirs. Geosciences, 9(7), 319. https://doi.org/10.3390/geosciences9070319

Mikhailov, V. A., Vakarchuk, S. G., Zeikan, O. Y., Kasyanchuk, S. V., Kurovets, I. M., Vyzhva, S. A., Zagnitko, V. M., Koval, A. M., Krupskiy, Yu. Z., Gladun V. V., Chepil', P. M., Stryzhak V. P., & Kulchytska, H. O. (2014). Unconventional sources of hydrocarbons in Ukraine. Nika-Center [in Ukrainian].

Misch, D, Gross, D., Mahlstedt, N., Makogon, V., & Sachsenhofer, R. (2016), Shale Gas/shale oil potential of Upper Visean Black Shales in thе Dniepr-Donets Basin (Ukraine). Marine and Petroleum Geology, 75, 203– 219. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2016.04.017

Misch, D., Wegerer, E., Gross, D., Sachsenhofer, R. F., Rachetti, A., & Gratzer, R. (2018). Mineralogy and facies variations of Devonian and Carboniferous shales in the Ukrainian Dniepr-Donets Basin. Austrian Journal of Earth Sciences, 111(1), 15–25. https://doi.org/10.17738/ajes.2018.0002

Nordeng, S. H., & Helms, L. D. (2010). Bakken source system – Three Forks Formation assessment. North Dakota Department of Mineral Resources, 22.

Ogar, V. V. (2012). The Visean siliceous rocks of the USA and Ukraine: distribution, genesis and oil and gas content. Collection of scientific works of the Institute of Geological Sciences of the National Academy of Sciences of Ukraine, 5, 143–151 [in Ukrainian]. http://dx.doi.org/10.30836/igs.2522-9753.2012.150039

Palacas, J. G. (1984). Petroleum geochemistry and source rock potential of carbonate rocks. American Association of Petroleum Geologists. https://doi.org/10.1306/St18443

Pollastro, R. M., Jarvie, D. M., Hill, R. J., & Adams, C. W. (2007). Geologic framework of the Mississippian Barnett shale, Barnett-paleozoic total petroleum system, Bend arch–Fort Worth basin, Texas. AAPG bulletin, 91(4), 405–436. https://doi.org/10.1306/10300606008

Sachsenhofer, R. F., & Koltun, Y. V. (2012). Black shales in Ukraine. Marine and Petroleum Geology, 31(1), 125–136. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2011.08.016

Sachsenhofer, R. F., Shymanovskyy, V. A., Bechtel, A., Gratzer, R., Horsfield, B., & Reischenbacher, D. (2010). Paleozoic Source Rocks in the Dniepr-Donets Basin (Ukraine). Petroleum Geoscience, 16, 377–399. https://doi.org/10.1144/1354-079309-032

Smyer, K. M., Hamlin, H. S., Eastwood, R., & McDaid, G. (2019). Variability of geologic properties of shale gas and tight oil plays. Gulf Coast Association of Geological Societies, 8, 191–209.

Sohail, G. M., Radwan, A. E., & Mahmoud, M. (2022). A review of Pakistani shales for shale gas exploration and comparison to North American shale plays. Energy Reports, 8, 6423–6442. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2022.04.074

Sonnenberg, S. A. (2017). Sequence stratigraphy of the Bakken and three forks formations. Williston Basin, USA. https://doi.org/10.5724/gcs.17.121

Starostenko, V., Pashkevych, I., Makarenko, I., Kuprienko, P. Y., & Savchenko, O. S. (2017). Lithospheric heterogeneity of the Dnipro-Donetsk Basin and its geodynamic implications. Ch. 1. Geodynamic Interpretation. Geodynamics, 1(22), 125–138 [in Russian]. https://doi.org/10.23939/jgd2017.01.125

Stephenson, R. A., Yegorova, T., Brunet, M.-F., Stovba, S., Wilson, M., Starostenko, V., Saintot, A., Kusznir, N. (2006). Late Paleozoic intra- and pericratonic basins on the East European Craton and its margins. D. G. Gee,

R. A. Stephenson (Eds.), European Lithosphere Dynamics, Geological Society of London, 32, 463–479. https://doi.org/10.1144/gsl.mem.2006.032.01.29

Sun, X., Zhang, T., Sun, Y., Milliken, K. L., & Sun, D. (2016). Geochemical evidence of organic matter source input and depositional environments in the lower and upper Eagle Ford Formation, south Texas. Organic Geochemistry, 98, 66–81. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2016.05.018

Vertyukh, A. M. (2019). Geological structure and prospects of oil and gas bearing capacity of the Lower Carboniferous of the southern coastal zone of the Dnipro-Donetsk Basin. [Unpublished doctoral dissertation]. Taras Shevchenko National University of Kyiv [in Ukrainian].

Vyzhva, S. A., Onyshchuk, V. I., Onyshchuk, I. I., Orliuk, M. I., Drukarenko, V. V., Reva, M. V., & Shabatura, O. V. (2019). Petrophysical parameters of rocks of the Visean Stage of the Lokhvytsia zone of the Dnipro-Donetsk Basin. Geophysical Journal, 41(4), 145–160 [in Ukrainian]. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v41i4.2019.177380

Zhao, M., Zhang, S., Zhao, L., & Da, J. (2007). Geochemical features and genesis of the natural gas and bitumen in paleo-oil reservoirs of Nanpanjiang Basin, China. Science in China Series D: Earth Sciences, 50, 689–701. https://doi.org/10.1007/s11430-007-0018-8