Опубліковано

ВИЗНАЧЕННЯ КІЛЬКОСТІ КЕРОГЕНУ, НЕОБХІДНОГО ДЛЯ ФОРМУВАННЯ РОДОВИЩ ВУГЛЕВОДНІВ ЗАХІДНОГО НАФТОГАЗОНОСНОГО РЕГІОНУ УКРАЇНИ

Головна > Архів > № 1 (182) 2020 > 52-61


Geology & Geochemistry of Combustible Minerals No. 1 (182) 2020, 52-61.

Індекс DOI 10.15407/ggcm2020.01.052

Юрій ХОХА, Олександр ЛЮБЧАК, Мирослава ЯКОВЕНКО, Дмитро БРИК

Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України, Львів, e-mail: igggk@mail.lviv.ua

Анотація

Розглянуто питання визначення максимальної кількості вуглеводнів, які можуть генеруватися керогеном, з допомогою термодинамічних методів. Показано, що хімічний склад природного газу або газоконденсату несе в собі інформацію щодо генеративної здатності керогену, з якого він формувався. На основі дослідів з піролізу керогену ІІ та І типів та термодинамічних розрахунків методом максимізації ентропії, створена методика визначення кількості керогену, з якого утворився газ, який містить 1 дм3 метану за заданого співвідношення ізомерів бутану. Одержані дані інтерпретовані як показник зрілості керогену в контексті глибини його деструкції із виділенням низькомолекулярних складових нафти і газу.

Розроблений метод застосовано до родовищ вуглеводнів Західного нафтогазоносного регіону України. За результатами розрахунку побудовані картосхеми розподілу кількості метану, згенерованого керогеном ІІ типу. Встановлено, що кероген, який був вихідним матеріалом для родовищ вуглеводнів Бориславсько-Покутського нафтогазоносного району, майже вичерпав свій газогенераційний потенціал. Натомість кероген газових та газоконденсатних родовищ Більче-Волицького нафтогазоносного району ще зберіг потенціал для генерування вуглеводнів.

Ключові слова

кероген, ізомери бутану, термодинамічне моделювання, газогенераційний потенціал.

Використані літературні джерела

Іванюта, М. М. (Ред.). Атлас родовищ нафти і газу України (Т. 4–5). (1998). Львів: Центр Європи.

Тиссо, Б., Вельте, Д. (1981). Образование и распространение нефти. Москва: Мир.

Хоха, Ю., Любчак, О., Яковенко, М. (2018). Вплив температурного режиму на газогенераційний потенціал гумінових кислот органічної речовини. Геологія і геохімія горючих копалин, 3–4 (176–177), 37–47.

Хоха, Ю., Любчак, О., Яковенко, М. (2019). Термодинаміка трансформації керогену ІІ типу. Геологія і геохімія горючих копалин, 3 (180), 25–40.

Behar, F., Beaumont, V., & Penteado, H. L. De B. (2001). Rock-Eval 6 Technology: Performances and Developments. Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, 56 (2), 111–134.

Gai, H., Tian, H., & Xiao, X. (2018). Late gas generation potential for different types of shale source rocks: Implications from pyrolysis experiments. International Journal of Coal Geology, 193, 16–29.

Langford, F. F., & Blanc-Valleron, M.-M. (1990). Interpreting Rock-Eval pyrolysis data using graphs of pyrolizable hydrocarbons vs. total organic carbon. AAPG Bulletin, 74 (6), 799–804.

Li, J., Li, Z., Wang, X., Wang, D., Xie, Z., Li, J., Wang, Y., Han, Z., Ma, C., Wang, Z., Cui, H., Wang, R., & Hao A. (2017). New indexes and charts for genesis identification of multiple natural gases. Petroleum Exploration and Development, 44 (4), 535–543.

Magnier, C., & Huc, A. Y. (1995). Pyrolysis of asphaltenes as a tool for reservoir geochemistry. Organic Geochemistry, 23 (10), 963–967.

Peters, K. E. (1986). Guidelines for Evaluating Petroleum Source Rock Using Programmed Pyrolysis. AAPG Bulletin, 70 (3), 318–329.

Prinzhofer, A., Mello, M. R., & Takaki, T. (2000). Geochemical Characterization of Natural Gas: A Physical Multivariable Approach and its Applications in Maturity and Migration Estimates. AAPG Bulletin, 84 (8), 1152–1172.

Wood, J. M., & Sanei, H. (2016). Secondary migration and leakage of methane from a major tight-gas system. Nature Communications, 7, Article 13614. https://doi.org/ 10.1038/ncomms13614