Наукова періодика України Geodynamics


Lyubchak O. V. 
Thermodynamic and hydrogeological conditions of forming the hydrocarbon deposits of the Pre-Black Sea aquiferous basin / O. V. Lyubchak, I. V. Kolodiy, Y. V. Khokha // Геодинаміка. - 2015. - № 1. - С. 18-27. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/geod_2015_1_4
Мета роботи - встановлення зв'язку між термодинамічними умовами утворення вуглеводневих сумішей з зонами аккумуляції вуглеводневих відкладів. Для розрахунку рівноважних глибин використано виключно хімічний склад газів родовищ вуглеводнів, перерахованих на елементи. В дослідженнях підземних вод, вільних і водорозчинених газів використано методи хімічного, кількісного спектрального та атомно-абсорбційного аналізів, та газову хроматографію. Одержані результати вказують на існування суттєвої відмінності в глибинах термодинамічної рівноваги для родовищ в еоценових, майкопських і неогенових відкладах з одного боку та нижньопалеоценових, крейдових - з іншого. Перші характеризуються значеннями рівноважних глибин у межах від 30 до 50 км, у той час як інші характеризуються аналогічними параметрами в межах від 120 дор 150 км. Аналіз геологічних, гідрогеологічних і геохімічних умов Причорноморського водонапірного басейна (ПВНБ) свідчить, що джерела газопарових систем, з яких утворились поклади газу в верхньокрейдових, палеоценових і майкопських відкладах, знаходились у високотемпературній (біля 300 <^>OC) зоні глибоких западин басейна. Зазначено, що нижньопалеоценові поклади первинно сформувались внаслідок швидкоплинної субвертикальної міграції гомогенної газопарової суміші з високотемпературних джерел генерації. Шляхами можливої міграції були тектонічні порушення та зони підвищеної тріщинуватості порід. Поклади в майкопських і міоценових відкладах відображають подальший шлях вертикальної міграції газу та його акумуляції в пастках. Гідрогеологічні, гідро та газогеохімічні дослідження та термодинамічні розрахунки надали змогу обгрунтувати модель формування газових родовищ ПВНБ. Гідрогеологічні дослідження та термодинамічні розрахунки узгоджуються з уявленнями про високотемпературну генезу вуглеводнів. Зазначено, що відмінності в рівноважних глибинах між родовищами різних відкладів пов'язані з особливостями процесів їх заповнення флюїдом. Максимум локалізації покладів в інтервалах глибин 1900 - 3000 м свідчить не про утворення вуглеводнів у цьому діапазоні глибин, а про найбільш сприятливі геолого-гідрогеологічні умови формування та збереження покладів. Міграція і консервація вуглеводнів потребує різних геолого-фізичних і гідрогеологічних обстановок: міграції сприяє динамічність водонапірних систем, активний тектогенез, високі температури, невисока мінералізація вод; акумуляції (консервації) вуглеводнів сприяє квазізастійна обстановка, помірні температури, наявність резервуарів, перекритих надійними покришками. Зона нафтогазонагромадження пов'язана з елізійними, а наскрізної міграції - з термодинамічними водонапірними системами.
  Повний текст PDF - 641.24 Kb    Зміст випуску     Цитування публікації

Цитованість авторів публікації:
  • Lyubchak O.
  • Kolodiy .
  • Khokha Y.

  • Бібліографічний опис для цитування:

    Lyubchak O. V. Thermodynamic and hydrogeological conditions of forming the hydrocarbon deposits of the Pre-Black Sea aquiferous basin / O. V. Lyubchak, I. V. Kolodiy, Y. V. Khokha // Геодинаміка. - 2015. - № 1. - С. 18-27. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/geod_2015_1_4.

      Якщо, ви не знайшли інформацію про автора(ів) публікації, маєте бажання виправити або відобразити більш докладну інформацію про науковців України запрошуємо заповнити "Анкету науковця"
     
    Відділ інформаційно-комунікаційних технологій
    Пам`ятка користувача

    Всі права захищені © Національна бібліотека України імені В. І. Вернадського