Термічна зрілість порід девону в аспекті їх літолого-фаціальної і вікової належності. Північний і південний борти Дніпровсько-Донецької западини

Karpenko, I., Chupryna, A., & Karpenko, O. (2025). Thermal Maturity of Devonian Rocks In Terms of their Lithological-Facies and Age Affiliation. Northern and Southern Sides of the Dnipro-Donets Basin. Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, 1(108), 22-29. http://doi.org/10.17721/1728-2713.108.03

Вступ. Видобуток вуглеводнів (ВВ) у відкритих родовищах скорочується, а родовища, відкриті останніми роками, зазвичай невеликі за запасами і вже не можуть забезпечити ресурсну базу для його нарощування. Аналіз досвіду провідних нафтогазових компаній показує, що суттєве нарощування ресурсної бази та відкриття значних за запасами родовищ ВВ можливо отримати за рахунок використання сучасних технологій пошуків, які активно використовують у своєму арсеналі моделювання вуглеводневих систем на територіях, що вивчають. Найперспективнішими стратиграфічними комплексами для пошуку нових родовищ ВВ в межах Східного регіону України залишаються кам'яновугільні та верхньодевонські відклади.

Методи. Використовувались методи математичної статистики для створення модельних побудов, які дали змогу провести змістовний аналіз вихідної геологічної і геохімічної інформації. Вихідними даними були результати лабораторних досліджень методом піролізу (Rock-Eval) зразків гірських порід з пошукових і розвідувальних свердловин південного і північного бортів Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ). У літологічному плані зразки керну являли собою аргіліти (переважна більшість), алевроліти, пісковики, вапняки.

Результати. Важливим результатом дослідження є те, що встановлено особливість просторового розподілу основних параметрів керогену органічної речовини залежно від глибини залягання перспективних нафтогазоматеринських порід девону, їх віку, а також – від розташування свердловин, з яких відбирався керн, – на Північному чи Південному бортах ДДЗ. Методами математичної статистики на основі кластерного аналізу виконано класифікацію зразків порід глинистого складу відносно переважального типу органічної речовини на основі даних лабораторних досліджень на апаратурі Rock-Eval.

Висновки. Доволі високі концентрації органічної речовини у значній кількості досліджених зразків (переважно в аргілітах і вапняках) виявлено на різних глибинах, які передусім корегуються віковою належністю відкладів верхнього девону. Встановлено закономірності зміни Tmax – температури максимального виходу вуглеводнів при крекінгу керогену залежно від глибини розташування гірських порід, які є відмінними на Південному і Північному бортах ДДЗ. Це свідчить про різну палеотектонічну активність вказаних структурно-тектонічних елементів у післядевонський час. На Південному борту переважно глинисті утворення з високим вмістом керогену і високими значеннями Tmax зосереджені гіпсометрично вище, ніж на Північному борті Дніпровсько-Донецької западини.