ТЕРМОДИНАМІЧНА РЕКОНСТРУКЦІЯ РЕЖИМІВ ЕВОЛЮЦІЇ ОРГАНІЧНОЇ РЕЧОВИНИ ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКОЇ ЗАПАДИНИ
DOI:
https://doi.org/10.30836/igs.2522-9753.2020.215156Ключові слова:
органічна речовина, кероген, еволюція, рівноважна термодинаміка, Дніпровсько-Донецький рифт, геодинамічний режимАнотація
Розглянута можливість визначення режимів еволюції органічної речовини за хімічним складом газової фази сучасних родовищ. Проведена оцінка термодинамічних методів на об’єктивність при моделюванні процесів деструкції та синтезу органічних речовин. Показано, що апарат рівноважної термодинаміки в поєднанні з методом максимізації ентропії дозволяє провести розрахунок складу системи кероген/гази в широкому діапазоні температур та тисків. Алгоритм такого розрахунку спирається на формалізм Джейнса, який змогу отримати несуперечливі дані при невизначеному складі початкової системи. Оцінено вплив геодинамічних режимів формування Дніпровсько-Донецької западини на основні фактори, які керують еволюцією органічної речовини. Побудовані картосхеми рівноважних температур та глибин формування родовищ регіону. Встановлені закономірності розподілу рівноважних температур в межах Дніпровсько-Донецького рифту, залежно від його будови. Виявлено, що поклади, розташовані в безпосередній близькості до осі рифту, характеризуються рівноважними температурами і глибинами, які перебувають у вузькому діапазоні значень. Проведена оцінка кількості метану, який утворився при деструкції керогену під час катагенетичних перетворень. Виявлено, що кероген центральної осьової частини рифту ще не вичерпав газогенераційний потенціал; водночас окремі ділянки по бортах суттєво виснажилися внаслідок глибокої деструкції речовини керогену.Посилання
Атлас родовищ нафти і газу України. В 6 т.: Іванюта М.М. (ред.). Львів: Центр Європи, 1998. 2354 с.
Вакарчук С.Г., Зейкан О.Ю., Довжoк Т.Є. та ін. Нетрадиційні джерела вуглеводнів України. Кн. 5. Перспективи освоєння ресурсів сланцевого газу та сланцевої нафти Східного нафтогазоносного регіону України. Київ: ТОВ «ВТС ПРИНТ», 2013. 240 с.
Иванова А. В. Методика обработки данных витринитовой термометрии для проведения палеогеотермических и палеотектонических реконструкций. Геологічний журнал. 1992. № 6. (267). С. 32–36.
Иванова А.В. Каталог показателей отражения витринита угольной органики осадочной толщи Доно-Днепровского и Преддобруджинского прогибов с установленными палеогеотермическими градиентами и амплитудами вертикальных перемещений тектонических структур. Київ.: Ин-т геол. наук, 2012. 100 с.
Карпенко И. Литолого-геофизические свойства сланцевых пород с повышенным содержанием керогена. Вісник Київського національного університету ім. Т. Шевченка. Геологія. 2014. № 1 (64). С. 41–47.
Лазарук Я. Г. Роль геодинаміки у просторовому розподілі традиційних та нетрадиційних покладів вуглеводневої сировини Дніпровсько-Донецької западини. Геодинаміка. 2014. № 2 (17). С. 39–52.
Панченко С. І., Голуб П. С., Cеменюк В. Г., Погорелов В. Л. Практичне використання науково-методичних розробок з визначення перспектив пошуку газу сланцевих товщ та газу центральнобасейнового типу в межах Мехедівсько-Голотівщинського та Свиридівського родовищ. Збірник наукових праць УкрДГРІ. 2015. № 2. С. 100–108.
Соловов А.П. Геохимические методы поисков месторождений полезных ископаемых. Москва: Недра, 1985. 294 с
Старостенко В., Пашкевич И., Макаренко И., Купрієнко П. Я., Савченко О. С. Неоднородность литосферы Днепровско-Донецкой впадины и ее геодинамические следствия. Ч. I. Геодинамическая интерпретация. Геодинаміка. 2017. № 2 (23). С. 83–103. DOI: https://doi.org/10.23939/jgd2017.02.083
Трайбус М . Термостатика и термодинамика. Москва: Энергия, 1970. 504 с.
Хоха Ю., Любчак О., Яковенко М. Термодинаміка трансформації керогену ІІ типу. Геологія і геохімія горючих копалин. 2019. № 3 (180). С. 25–40.
Хоха Ю., Любчак О., Яковенко М. Вплив температурного режиму на газогенераційний потенціал гумінових кислот органічної речовини. Геологія і геохімія горючих копалин. 2018. № 3-4 (176-177). С. 49–63.
Хоха Ю.В. Термодинаміка глибинних вуглеводнів у прогнозуванні регіональної нафтогазоносності. Київ: Наукова думка, 2014. 57 с.
Behar F., Beaumont V., De B. Penteado H.L. Rock-Eval 6 Technology: Performances and Developments. Oil & Gas Science and Technology. 2001. vol. 56 (2). P. 111–134. DOI: https://doi.org/10.2516/ogst:2001013
Koukkari P. Introduction to constrained Gibbs energy methods in process and materials research. VTT Technical Research Centre of Finland, Finland, 2014. 118 p.
Peters K.E. Guidelines for Evaluating Petroleum Source Rock Using Programmed Pyrolysis. AAPG Bulletin. 1986. Vol. 70 (3). P. 318–329.
Prinzhofer, A., Battani, A. Gas Isotopes Tracing: an Important Tool for Hydrocarbons Exploration. Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP. 2003. Vol. 58 (2). P. 299–311. DOI: https://doi.org/10.2516/ogst:2003018 .
Prinzhofer, A., Mello, M. R., Takaki, T. Geochemicl Characterization of Natural Gas: A Physical Multivariable Approach and its Applications in Maturity and Migration Estimates. AAPG Bulletin. 2000. vol. 84 (8). Pp. 1152–1172. DOI: https://doi.org/10.1306/A9673C66-1738-11D7-8645000102C1865D
van Krevelen D.W., Chermin H.A.G., Estimation of the free enthalpy (Gibbs free energy) of formation of organic compounds from group contributions. Chemical Engineering Science. 1951. Vol. 1 (2). P. 66–80. DOI: https://doi.org/10.1016/0009-2509(51)85002-4
##submission.downloads##
Опубліковано
Версії
- 2020-12-30 (2)
- 2021-12-08 (1)
