Карпенко ІванІщенко Ігор0000-0002-5780-0418Карпенко, Олексій МиколайовичОлексій МиколайовичКарпенко2025-06-022025-06-022024-12-20Karpenko, I., Ischenko, I., & Karpenko, O. (2025). Geochemical Characteristics and Thermal Maturity of the Upper Devonian Rocks (Dnieper-Donets Basin) According to Rock-Eval Pyrolysis Data (Exploration Drilling). Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, 4(107), 23-30.UDC 550.552.53.55310.17721/1728-2713.107.03https://ir.library.knu.ua/handle/15071834/6618Background. In the Dnieper-Donets Basin (DDB), Devonian deposits are a very interesting object of hydrocarbon system research – from the initial stage of hydrocarbon generation to the stage of formation of oil and gas deposits. The presence of sedimentary layers enriched with scattered organic matter determines the oil and gas generation potential of the deposits. The article presents the results of laboratory studies of Upper Devonian rocks performed on the Rock-Eval pyrolytic tool in order to assess their thermal maturity and degree of hydrocarbon generation. Methods. Laboratory studies were carried out by the method of pyrolysis of rock samples (Rock-Eval) with the determination of a number of parameters that allow for the assessment of thermal maturity, the type of organic matter (kerogen) and the coefficient of organic matter transformation. Data processing was performed using the methods of mathematical statistics. Results. An important result of the research is the established regularity that shales and limestones with an increased content of organic carbon (TOC) of the Famennian layer from between-salt strata in this part of the DDB are already in the active phase of oil generation and belong to oil-source rocks. Precisely in this part of the Dnieper-Donets depression the main explored reserves of liquid hydrocarbons in the Eastern region are concentrated. Conclusions. Generalized conclusion based on the results of the above studies: most samples of shales (argillites) and limestones have quite high concentrations of organic carbon; the thermal maturity of the rocks for 63 % of the samples corresponds to the "oil window"; all four types of kerogen are present in the rocks; the best oil-generating properties are characteristic of shales from between-salt strata; also, these shales have the maximum degree of realization of the generating potential TRI – more than 0.3 at depths of 4,700 m. The results of the above studies indicate that the shales and limestones of the Frasnian and Famennian layers from the studied deposits can be considered as potential oil-source rocks.Вступ. У Дніпровсько-Донецькій западині девонські відклади є дуже цікавим об'єктом дослідження вуглеводневої системи – від початкового етапу генерації вуглеводнів до етапу формування покладів нафти і газу. Наявність осадових товщ, збагачених розсіяною органічною речовиною, визначає нафтогазогенераційний потенціал відкладів. У статті розглянуто результати лабораторних досліджень порід верхнього девону, виконаних на піролітичній установці Rock-Eval з метою оцінки їх термальної зрілості та ступеня вуглеводневої генерації. Методи. Лабораторні дослідження виконано методом піролізу зразків гірських порід (Rock-Eval) з визначенням низки параметрів, які дають змогу оцінювати термальну зрілість, тип органічної речовини (керонгену) і коефіцієнта перетворення органічної речовини. Обробку даних виконано із застосуванням методів математичної статистики. Результати. Важливим результатом досліджень є встановлено закономірність, що аргіліти з підвищеним вмістом органічного карбону (ТОС) фаменського ярусу з міжсольових товщ у цій частині ДДЗ вже перебувають в активній фазі нафтогенерації і належать до нафтоматеринських пород. Як раз у цій частині Дніпровсько-Донецької западини зосереджені основні розвідані запаси рідких вуглеводнів Східного регіону. Висновки. За результатами досліджень було встановлено: більшість зразків аргілітів і вапняків мають доволі високі концентрації органічного вуглецю; термальна зрілість порід для 63 % зразків відповідає "нафтовому вікну"; у породах присутні всі чотири типи керогену; найкращі нафтогенерувальні властивості притаманні аргілітам з міжсольових товщ, також ці аргіліти мають максимальний ступінь реалізації генераційного потенціалу ТРІ – більше 0,3 на глибинах від 4700 м. Результати наведених досліджень свідчать, що аргіліти і вапняки франського і фаменського ярусів з вивчених відкладів можуть розглядатись як потенційні нафтоматеринські породи.enDevoniankerogenpyrolysissourse rockhydrocarbonsDnieper-Donetsk basinдевонкерогенпіролізматеринська породавуглеводніДніпровсько-Донецька западинаСтаття