THERMAL MATURITY OF DEVONIAN ROCKS IN TERMS OF THEIR LITHOLOGICAL-FACIES AND AGE AFFILIATION. NORTHERN AND SOUTHERN SIDES OF THE DNIPRO-DONETS BASIN

Ivan KARPENKO; Anastasiia CHUPRYNA; Oleksii KARPENKO

doi:10.17721/1728-2713.108.03

Автор(и)

Іван КАРПЕНКО Інститут геохімії, мінералогії та рудоутворення ім. М.П. Семененка НАН України; НАК "Нафтогаз України" https://orcid.org/0000-0001-7753-9010
Анастасія ЧУПРИНА Київський національний університет імені Тараса Шевченка, Україна https://orcid.org/0000-0001-9857-3533
Олексій КАРПЕНКО Київський національний університет імені Тараса Шевченка, Україна https://orcid.org/0000-0002-5780-0418

DOI:

https://doi.org/10.17721/1728-2713.108.03

Ключові слова:

девон, кероген, піроліз, кластерний аналіз, вуглеводні, Дніпровсько-Донецька западина

Анотація

Вступ. Видобуток вуглеводнів (ВВ) у відкритих родовищах скорочується, а родовища, відкриті останніми роками, зазвичай невеликі за запасами і вже не можуть забезпечити ресурсну базу для його нарощування. Аналіз досвіду провідних нафтогазових компаній показує, що суттєве нарощування ресурсної бази та відкриття значних за запасами родовищ ВВ можливо отримати за рахунок використання сучасних технологій пошуків, які активно використовують у своєму арсеналі моделювання вуглеводневих систем на територіях, що вивчають. Найперспективнішими стратиграфічними комплексами для пошуку нових родовищ ВВ в межах Східного регіону України залишаються кам'яновугільні та верхньодевонські відклади.

Методи. Використовувались методи математичної статистики для створення модельних побудов, які дали змогу провести змістовний аналіз вихідної геологічної і геохімічної інформації. Вихідними даними були результати лабораторних досліджень методом піролізу (Rock-Eval) зразків гірських порід з пошукових і розвідувальних свердловин південного і північного бортів Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ). У літологічному плані зразки керну являли собою аргіліти (переважна більшість), алевроліти, пісковики, вапняки.

Результати. Важливим результатом дослідження є те, що встановлено особливість просторового розподілу основних параметрів керогену органічної речовини залежно від глибини залягання перспективних нафтогазоматеринських порід девону, їх віку, а також – від розташування свердловин, з яких відбирався керн, – на Північному чи Південному бортах ДДЗ. Методами математичної статистики на основі кластерного аналізу виконано класифікацію зразків порід глинистого складу відносно переважального типу органічної речовини на основі даних лабораторних досліджень на апаратурі Rock-Eval.

Висновки. Доволі високі концентрації органічної речовини у значній кількості досліджених зразків (переважно в аргілітах і вапняках) виявлено на різних глибинах, які передусім корегуються віковою належністю відкладів верхнього девону. Встановлено закономірності зміни Tmax – температури максимального виходу вуглеводнів при крекінгу керогену залежно від глибини розташування гірських порід, які є відмінними на Південному і Північному бортах ДДЗ. Це свідчить про різну палеотектонічну активність вказаних структурно-тектонічних елементів у післядевонський час. На Південному борту переважно глинисті утворення з високим вмістом керогену і високими значеннями Tmax зосереджені гіпсометрично вище, ніж на Північному борті Дніпровсько-Донецької западини.

Посилання

Hunt, J. M. (1979). Petroleum Geochemistry and Geology. W. H. Freeman and Company.

Ivanova, A. V., & Gavryltsev, V. B. (2021). Paleogeothermal and paleotectonic reconstructions based on vitrinite thermometry data (on the example of the upper paleozoic deposits of the Dnieper-Donets depression and adjacent areas of Donbass). Geofizicheskiy Zhurnal, 43(3), 82–105. [Иванова, А. В., Гаврильцев, В. Б. (2021). Палеогеотермические и палеотектонические реконструкции по данным витринитовой термометрии (на примере верхнепалеозойских отложений Днепровско-Донецкой впадины и прилегающих частей Донбасса). Геофизический журнал, 43(3), 82–105.] https://doi.org/10.24028/gzh.v43i3.236382

Karpenko, O., & Tynik, O. (2018). Specification border jumping catagenetic changes rocks on examples individual deposits DDD hydrocarbons. Scientific Bulletin of Taras Shevchenko Kyiv National University. Geology, 3(82), 29–35. [Карпенко О., Тунік О. (2018). Уточнення меж стрибкоподібних катагенетичних змін порід на прикладі окремих родовищ вуглеводнів ДДЗ. Науковий вісник КНУ імені Тараса Шевченка. Сер. Геологія, 3(82), 29–35.]

Lukin, O. (2006). Devonian of the Dnieper-Donets avlakogen (tectonicsedimentary complexes, formations, genetic types of deposits and lithogeodynamics). Geological journal, 2/3, 26–46. [Лукін, О. Ю. (2006). Девон Дніпровсько-Донецького авлакогену (тектоно-седиментаційні комплекси, формації, генетичні типи відкладів та літогеодинаміка). Геологічний журнал, 2/3, 26–46.]

Lupoi, J. S., Fritz, L. P., Parris, T. M., Hackley, P. C., Solotky, L., Eble, C., & Schlaegle, S. (2017). Assessment of Thermal Maturity Trends in Devonian-Mississippian Source Rocks Using Raman Spectroscopy. Limitations of Peak-Fitting Method. Front. Energy Res., 5, 24. https://doi.org/10.3389/fenrg.2017.00024

Mack, S. A., & Engel, M. H. (1993). Organic Geochemistry: Principles and Methods. Plenum Press.

Menning, M., Alekseev, A. S., Chuvashov, B. I., Davydov, V. I., & Devuyst, X. (2006). Global time scale and regional stratigraphic reference scales of Central and West Europe, East Europe, Tethys, South China, and North America as used in the Devonian-Carboniferous-Permian Correlation Chart 2003 (DCP 2003). Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology, 240(1–2), 318–372. https://doi.org/10.1016/j.palaeo.2006.03.058

Menning, M., Alekseev, A. S., Chuvashov, B. I., Davydov, V. I., & Devuyst, X. (2006). Oil/gas-source rock correlations in the Dniepr-Donets Basin (Ukraine): New insights into the petroleum system. Marine and Petroleum Geology, 67, 720–742. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2015.07.002

Mykhaylov, V., & Karpenko, O. (2020). Prospects non-traditional oil and gas capacity Southern utility room zones Dnipro-Donetsk depressions. Scientific Bulletin of Taras Shevchenko Kyiv National University. Geology, 1(88), 53–60. [Михайлов, В., Карпенко, О. (2020). Перспективи нетрадиційної нафтогазоносності Південної прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Науковий вісник КНУ імені Тараса Шевченка. Сер. Геологія, 1(88), 53–60.]

Mykhailov, V. A., Vakarchuk, S. G., Zeykan, O. Yu., Kasyanchuk, S. V., Kurovets, I. M., & Vyzhva, S. A. (2014). Unconventional sources of hydrocarbons of Ukraine. Monograph. Book 8: Theoretical substantiation of unconventional hydrocarbon resources of sedimentary basins of Ukraine. "Nika Center". [Михайлов, В. А., Вакарчук, С. Г., Зейкан, О. Ю., Касіянчук, С. В., Куровець, І. М., Вижва, С.А. (2014). Нетрадиційні джерела вуглеводнів України. Кн. 8. Теоретичне обґрунтування ресурсів нетрадиційних вуглеводнів осадових басейнів України. Ніка-центр.]

Peters, K. E., Walters, C. C., & Moldowan, J. M. (2005). The Biomarker Guide: Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History. Cambridge University Press.

Ratnayake, A. S., Kularathne, C. W., & Sampei, Y. (2018). Assessment of hydrocarbon generation potential and thermal maturity of the offshore Mannar Basin, Sri Lanka. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 8, 641–654. https://doi.org/10.1007/s13202-017-0408-1

Sachsenhofer, R., Popov, S., Coric, S., Mayer, J., Misch, D., & Morton, M. (2018). Paratethyan petroleum source rocks: an overview. Journal of Petroleum Geology, 41(3), 219–245. https://doi.org/10.1111/jpg.12702

Stryzhak, V. P., & Korzhnev, P. M. (2012). Peculiarities of the Devonian deposits structure and oil and gas capacity of the northwestern part of Dnieper-Donets avlakogen. Tectonics and Stratigraphy, 39, 43–56. [Стрижак В. П., Коржнев П. М. (2012). Особливості будови та нафтогазоносності девонських відкладів північно-західної частини Дніпровсько-Донецького авлакогену. Тектоніка і стратиграфія, 39, 43–56.]