DYNAMICS OF DEVELOPMENT OF LITHOFLUID OIL AND GAS SYSTEMS IN THE CRETACEOUS DEPOSITS OF THE WESTERN CENTRICLINAL OF THE BLACK SEA MEGADEPRESSION - Григорчук, К.; Гнідець, В.; Войцицький, З. (Київський національний університет імені Тараса Шевченка, 2021)
On the basis of modeling the dynamics of the catagenesis of the Cretaceous deposits, the lateral heterogeneity of the history of their catagenesis within the western part of the Black Sea megadepression, caused by the tectonic regime of the blocks separated by the Golitsyn, Sulino-Tarkhankutsky, Gubkino-Donuzlavsky sublatitudinal faults, was established. The spatio-temporal features of the development of reservoirs and migration paths of hydrocarbon fluids have been established, the predicted zones of oil and gas accumulation have been localized. There are four types of lithogenetic reservoirs, which differed in the time of formation, structural features, fluid regime and the nature of oil and gas saturation.In the first cycle of catagenesis, the generation center was localized mainly in the sediments of the Lower Albian (t 80–100 оС), in the second – the Middle Albian (t 100–120 оС), in the third – the Upper Albian (t 130–150 оС).Given a certain difference in the situations of sedimentation of these stratigraphic units, the composition and content of scattered organic matter in the sediments were different. This, as well as the different generation temperatures, obviously caused the specific composition of hydrocarbon fluids formed during individual cycles of catagenesis. Along the migration pathways and during structural changes, these fluids were mixed, multicomponent systems were formed, and the composition of hydrocarbons changed.The possibility of the existence of subvertical "vein" areas of oil and gas accumulation with a width of up to 10 km and a height of 1,5–2,0 km is argued. Such reservoirs, on the one hand, may contain deposits and, on the other hand, supply hydrocarbons to overlying traps. Given the nature of oil and gas accumulation, the potential resources and, consequently, the prospects for oil and gas in the region can be much higher.

На основі моделювання динаміки катагенезу крейдових відкладів установлено латеральну неоднорідність історії їхнього катагенезу в межах західної частини Причорноморського мегапрогину, спричинену тектонічним режимом блоків, розмежованих Голіцинським, Суліно-Тарханкутським, Губкіно-Донузлавським субширотними розломами. Установлено просторово-вікові особливості розвитку резервуарів і шляхів міграції вуглеводневих флюїдів, локалізовано прогнозні зони нафтобазонагромадження. Виділено чотири типи літогенетичних резервуарів, які відрізнялися часом утворення, особливостями будови, флюїдним режимом і характером нафтогазонасиченості. Показана стадійність генерації вуглеводневих флюїдів, що спричинило формування покладів, які містять вуглеводні різного складу та часу утворення. На першому циклі катагенезу осередок генерації був локалізований переважно у відкладах нижнього альбу (t 80–100 оС), на другому – середнього альбу (t 100–120 о С), на третьому – верхнього альбу (t 130–150 оС). За певної різниці ситуацій осадконагромадження цих стратиграфічних одиниць склад і вміст у відкладах розсіяної органічної речовини були неоднаковими. Це, а також різна температура генерації, вочевидь, спричиняли специфіку складу вуглеводневих флюїдів, що утворювалися на окремих циклах катагенезу. На шляхах міграції та в ході структурних перебудов відбувалося змішування цих флюїдів, утворювалися мультикомпонентні системи і змінювався склад вуглеводнів. Аргументована можливість існування субвертикальних "жильних" ділянок нафтогазонагромадження шириною до 10 км і висотою до 1,5–2,0 км. Такі резервуари, з одного боку, можуть містити поклади, а з іншого – поставляти вуглеводні у залягаючі вище пастки. За такого характеру нафтогазонагромадження потенційні ресурси, а відповідно і перспективи нафтогазоносності регіону, можуть бути значно вищими.
ДИНАМІКА РОЗВИТКУ ЛІТОФЛЮЇДНИХ НАФТОГАЗОВИХ СИСТЕМ У КРЕЙДОВИХ ВІДКЛАДАХ ЗАХІДНОЇ ЦЕНТРИКЛІНАЛІ ПРИЧОРНОМОРСЬКОГО МЕГАПРОГИНУ
Keywords: Причорноморський мегапрогин; крейдові відклади; катагенез; нафтогазоносність; Black Sea megadepression; Cretaceous deposits; catagenesis; oil and gas potential