ДИНАМІКА РОЗВИТКУ ЛІТОФЛЮЇДНИХ НАФТОГАЗОВИХ СИСТЕМ У КРЕЙДОВИХ ВІДКЛАДАХ ЗАХІДНОЇ ЦЕНТРИКЛІНАЛІ ПРИЧОРНОМОРСЬКОГО МЕГАПРОГИНУ

Анотація

На основі моделювання динаміки катагенезу крейдових відкладів установлено латеральну неоднорідність історії їхнього катагенезу в межах західної частини Причорноморського мегапрогину, спричинену тектонічним режимом блоків, розмежованих Голіцинським, Суліно-Тарханкутським, Губкіно-Донузлавським субширотними розломами. Установлено просторово-вікові особливості розвитку резервуарів і шляхів міграції вуглеводневих флюїдів, локалізовано прогнозні зони нафтобазонагромадження. Виділено чотири типи літогенетичних резервуарів, які відрізнялися часом утворення, особливостями будови, флюїдним режимом і характером нафтогазонасиченості. Показана стадійність генерації вуглеводневих флюїдів, що спричинило формування покладів, які містять вуглеводні різного складу та часу утворення. На першому циклі катагенезу осередок генерації був локалізований переважно у відкладах нижнього альбу (t 80–100 оС), на другому – середнього альбу (t 100–120 о С), на третьому – верхнього альбу (t 130–150 оС). За певної різниці ситуацій осадконагромадження цих стратиграфічних одиниць склад і вміст у відкладах розсіяної органічної речовини були неоднаковими. Це, а також різна температура генерації, вочевидь, спричиняли специфіку складу вуглеводневих флюїдів, що утворювалися на окремих циклах катагенезу. На шляхах міграції та в ході структурних перебудов відбувалося змішування цих флюїдів, утворювалися мультикомпонентні системи і змінювався склад вуглеводнів. Аргументована можливість існування субвертикальних "жильних" ділянок нафтогазонагромадження шириною до 10 км і висотою до 1,5–2,0 км. Такі резервуари, з одного боку, можуть містити поклади, а з іншого – поставляти вуглеводні у залягаючі вище пастки. За такого характеру нафтогазонагромадження потенційні ресурси, а відповідно і перспективи нафтогазоносності регіону, можуть бути значно вищими.