Позначка: температура утворення

Опубліковано від

РІВНОВАЖНІ ТЕМПЕРАТУРИ ФОРМУВАННЯ ВУГЛЕВОДНЕВИХ ГАЗІВ В ОСАДОВИХ ТОВЩАХ ЗАХІДНОГО НАФТОГАЗОНОСНОГО РЕГІОНУ УКРАЇНИ (за даними термодинамічного моделювання)

Головна > Архів > №4 181 (2019) > 66-77

Geology & Geochemistry of Combustible Minerals No. 4 (181) 2019, 66-77.

https://doi.org/10.15407/ggcm2019.04.066

Юрій Хоха, Мирослава Яковенко, Олександр Любчак, Дмитро Брик

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

Анотація

Розглянуто питання інтерпретації компонентного складу природних газів з точки зору їхньої еволюції. Виокремлені доступні для вивчення параметри, які демонструють сильну кореляцію з умовами утворення, міграції та накопичення природних вуглеводневих газів. Серед цих параметрів для термодинамічного аналізу відібрано співвідношення ізомерної форми бутану до нормальної як надійний показник температурного режиму деструкції керогену.

Методом, що базується на формалізмі Джейнса, розраховано склад рівноважної системи гази/кероген в умовах осадової товщі для двох теплових потоків – 75 та 100 мВт/м2. Серед вуглеводневої компоненти газів обчислювався вміст усіх ізомерних форм бутану і пентану, а також метану, етану та пропану. За результатами обчислень виявлено монотонну залежність рівноважної температури та глибини утворення від відношення ізобутану до н-бутану (i-C4/n-C4).

Для 59 родовищ Західного нафтогазоносного регіону, відомості про яких містили дані i-C4/n-C4, визначено рівноважні температури утворення та побудовано їхні картосхеми. Аналіз картосхем показав наявність двох чітко виражених температурних максимумів, зосереджених у Бориславсько-Покутському нафтогазоносному районі на перетині регіональних розломів. Висунуто припущення про віддалення джерела вуглеводнів від сучасного покладу.

Повний текст

Ключові слова

кероген, Західний нафтогазоносний район, ізомери бутану, еволюція газу, температура утворення, формалізм Джейнса.

Використані літературні джерела

Атлас родовищ нафти і газу України (Т. 4). (1998). Львів: Центр Європи.

Крупський, Ю. З. (2001). Геодинамічні умови формування і нафтогазоносність Карпатського та Волино-Подільського регіонів України. Київ: УкрДГРІ.

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

Хоха, Ю. В. (2014). Термодинаміка глибинних вуглеводнів у прогнозуванні регіональної нафтогазоносності. Київ: Наукова думка.

Хоха, Ю. В., Любчак, О. В., Яковенко, М. Б. (2019). Термодинаміка трансформації керогену ІІ типу. Геологія і геохімія горючих копалин, 3 (179), 25–40.

Bell, I. H., Wronski, J., Quoilin, S., & Lemort, V. (2014). Pure and Pseudo-Pure Fluid Thermophysical Property Evaluation and the Open-Source Thermophysical Property Library CoolProp. Industrial & Engineering Chemistry Research, 53 (6), 2498–2508.

Prinzhofer, A., & Battani, A. (2003). Gas Isotopes Tracing: an Important Tool for Hydrocarbons Exploration. Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, 58 (2), 299–311.

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.

Vandenbroucke, M., & Largeau, C. (2007). Kerogen origin, evolution and structure. Organic Geochemistry, 38, 719–833.

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