Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Геолого-геохимические факторы формирования месторождений нефти в регионах расширения кременистых битуминозных толщ
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимические факторы формирования месторождений нефти в регионах расширения кременистых битуминозных толщ"
НАЦЮНАЛЬНЛ шдаия Н!Ш УКРА1НИ _ 1нститут геологИ I геох1м11 горючих копалин
РГб од
1 7 ОПТ 1994 1,8 правах р>гкопису
ИАбВСЬКИй Борис ^ОСИПОВИЧ
ГВОЛОГО-Г0ЭХШЧН1 ФАКТОРИ ФОРМУВАННЯ РОДОЕШЦ НАФТИ 3 РЕГЮНАХ ПОШИРЕНШ КРШЕНИСТИХ В1ТУМ1НОЗНИХ тощ
СпвЦ1альн1сгь 04.00.17 - Геология, поиуки те роэвгдкя нафтових 1 гаэових родовищ
Автореферат дисертаци на эдобуття маукового ступени доктора геолого-м1нерапог1Чнюс наук
Л ь в 1 в -
19 9 4
Дисертацгя с рукопис.
Робота виконана в 1вано-Франкгвському державному техшчно-иу университет i нафти i газу на кафедрх геологг! та розвгдки мнфтових i газовнх родовищ ( мЛвано-Франкгвськ) .
■'•ф:ц1йн1 опоненти:
1. Доктор геолого-мшералоНчних наук, професор, член-корес-пондент HAH Украши Глушко Василь Васильевич ( Львхвсь -кий дергавний университет im. 1.Франка, м. Львгв).
2. Доктор геолого-мшералогччних наук, старший науковий сшвробхтник Бойко Георгхй Охимович ( 1кститут геологи i reoxixií горючих копалки HAH Укра!ни, м. Льв1в).
3. Доктор геолого-шнералог1чних наук, професор Ларченков бвген Павлович (Одесысий державний ун1верситет iu. 1.Меч-híkoba, и. Одеса ) .
|1ров1дна орган!зац1я - ДТП "Заххдукргеологхя" £ м.Льв1в).
Захист в1дбудеться "j^L" /1С<-<У&^1994 р. o_Jj5_ год. на зас1данн1 спец1ап1зовано1 вчено! ради Д 04.01.01 в 1нститу-tí геолог:I i reoxiuií горючих .копалин HAH Укреп ни ( 290053, м. jlbbíb-53, вул. Наукова, 3-а).
3 дисертащею можна ознайомитися у ÖiÖflioTeqi 1нституту геологи i reoxiMií горючих копалин HAH Укра!ни ( м.Львхв, вул. Hay -нова, 3-а ) .
Автореферат розЬлано "^fSZSSüR 1994 р.
Вчоний секретар спец1ал1зовано1 вченоi ради, Л,
кандидат геолого-м1нералог!чних наук J^n*'! Бойчевоька Л Т.
ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ
Актуальшсть проблеми. Одолею ¿э найваяливших проблей су-асного етапу розвитку паливно-еноргетичного комплексу е пощук афтогазоносних об'ектгв на великих глибинах, особливо в старих, обре освосних регионах. У зв'язку э цим виникла необх1днгсть пакового обгрунтування перспектив нэфтогазоносност1 глибокозануре-их горизонтов, виршення якого не можливе без комплексного дос-1дження особливостей формування нафтогазових родовищ конкретних егхонгв.
• Бгльшгсть досл!дник1в пов'яэують формування виявлених нафто-аэових покладав з наявнхстю в нафтогаэоносиих басейнах / НТВ / пециф1чни?с нафтогаэопродукуючих товщ, як лаприклад, кременистих ;1тум1ноэних в!дк>дд1в менШтово! свхти Карпат, домашкового го-мвонту Волго-Уралу, домашкЖв Прип*ятсько-Дн1провського рег!о-у, баженхвсько! свхти Захгдного Сибгру, тощо. Присутнхсть в цих хдкладах- нафтогазових по клад! в дало !м шдставу вважати, що так! овщг.представляють собою автономну нафтогазопродукуючу 1 нафто-азоакумулюючу систему. При цьому вказуеться на те, що утворення углеводнхв 1 формування !х покладIв зумовлено процесами, якг вхд-увалися тглькй в межах осадового покриву. Проте, отримак! за оспой роки матерхали свхдчать про необххдн1сть перегляду тради-¡йних уявлень на формування кременистих б1тумшозних товщ та IX )ль в утвореннх нафтогазоносностI осадових басейигв. Стало ясно, ) 81ДТворення. особливостей утворення кременистих б{тумхнозних »вщ I формування нафтогазоносност1 реггонгв хх поширення не мож-1Во без врахування тектоно-геодинамIчних процесгв, пов'язсних з рхньои мантIею Землк Вказанг товщг в термобари'пшх уморах и лягання можуть розглядатися тглькй як резервуэри для нагромад-ння алохтонних вуглеаоднхв, що надходили гз висскотгупературних н земно! кори.
Ефективна ор1ентац1я нафтвгазопошукових роб!т у глибокоэа нурених горизонтах обумовлюеться виявленням закононхрностей пр торового розмщення поклад [ в вурлеводмгв та прогнозом !х фазов< стану, Виршення вказаних теоретичних х практичних задач в!дкр| вас нов1 можливост! ефективного нарощування запасов нафги I га: в глибокозанурених горизонтах, що визначае актуальшсть поставлено!' лроблеми.
Мета дослгджень. З'ясувати роль тектоно-геодинашчних I |ч х1м1чних фактор1в на особливост1 речовинного складу, утворення розташування кременистих биумхнозних товщ та на формування на< тогазоносност1 реггонгв !х поширення з метою обгрунтування перс . пектив нафтогаэоносностг глибокозанурених горизонт1в I можливос т1 в1дкриття в них поклад1в рхдких вуглеводн^в.
Основа зардання дослгджень:
- показати Ьплив поствулкан1чних Г1Дротермальних флю!д!в н речовинний склад г динам г ку форму вання кременистих бгтумшозних Б1дклад1в;
- розкрити даерела надходження бгтумшозних речовин, ком-плексш форми 1х переносу в Ндротермальних системах та узагаль нити залежшсть 1х складу В1д зм1ни термобаричних умов;
- вгдтворити особливост! седиментогенезу кременистих б1ту-мхнозних товщ в ргзних структурно.-тектон1чних умовах;
- оцгнити роль порових вод у М1грацп нафтових вуглеводнп 13 б1тум1шэнихв1дклад1в I форму ванн I !х поклад1в;
- досл1дити геох1М1чн1 особливост1 вуглеводневого складу нафт з метою виявлення IX генетично! спор!Дненост1 в межах окремих НГБ;
- розкрити фактори, що гпдтвердкуоть формування поклад^е нафти за рахунок вертикально! мгграцх! вуглеводневих систем 13 високотемпературн.« />250 °С / зон земно! кори;
- виявиги вплив тектоно-геодинамгчних процеспв на форму-ання i закономipHocTi розмщення доклад!в руглеводнгв;
- обгрунтувати перспективи нафтогазоносност! глибокоэануре-их горизонтгв i момив1сть В1дкриття покладгв рхдких вуглевод-1в у коротких температурних умовах на прикладг Передкарпатсько-о прогину.
Фактичний матерхал i методика дослтджень. В основу роботи окладен! результати дослгджень i споотережень, якх автор провозе, починаючи з 1965 року, пхд час роботи у виробничих орг&н1за-1ях ВО "Укрнафта" i на кафедр! геологи та розвхдки нафтових i азових родовищ 1вано-Фраш«вського державного техшчного унгвер-итету нафгй I газу, внаслхдок яких у автора склалось особисте Авлёння. про процеаи формування бгтуыхнозних товщ та хх роль в творен! нафтогазових родовищ.
Для вир!шення поставлених завдань, крЫ детального вивчення гдслонень, геологi чних розр1з1в i кернового матер¿алу, викорис-ано великий анал^ичний uaTepian, який всебхчно характеризуе Mi-еральну i орган*чну частики кременистих б1тум1нозних товщ та ву-левадкевих флю1дов Карпатського, Волго-Уральського i Прип'ятсбко-о periOHiß, запозичених з опублгкованих i фондових праць науково-зсл1дних i виробничих орган1зац1й . Виб1р об'ект1в досл1джень 5умовлюеться тим, що саме щ periom характеризуються найб^ьшою [льк1стю матер!ал1в, на пхдетавг яких можна робйти наПбгльш дос-)BipHi висновки стосовно. дано! проблеми.
Для бгльш повного обгрунтування окремих положень на спец{-шно П1Д1браному нами матер1алг були виконаш в 1ФДГУНГ, 1Г i К АН Украхни, 1ГЕМ РАН,- 1Г i РГК РАН досл1дження гзотоонога гладу кисню кременистих та вуглепю оргатчних утворень, темпера-■р гомогенгзацгг аутигенног мшералхзацт":, складу оргзшчнох ре-вини / ОР / б1тум:нозних товщ i нафт з викоркстаннрл сазор1дии-
ней хроматографп, електронно1 та Ьфрачервоно! спектроскоп! I, результата яких викладеш в окремих пу&пкацгях у творч1й сшв дружностх э виконавцями аналтэ1в.
3 метоп вивчекня морфолог б!ту)л1нозних 1 рудких включен та характер '¿х взаемозв'язку э мшеральноо частиною кременист! б1тумгнозних товщ використано бхльше 1сХЮ шл!ф1в.
Пхд час виршення поставлених задпч було проведено експер» ментальке моделюйання прнродних процесхв формування кременистил б!тумшозних товщ та М1грац11 1з них р1дких вуглеводнгв у склад] порових вод.
ГЬи обробщ геох1М1чно! 1нформацП використовувались метод математичнох статистики.
Наукова новизна роботи. На якхено новому науковому р1вш розроблена модель форму вання кременистих бгтумЫозних 1ндклад1В що е важливим вкладом у фундаментальн! теоретаччг положения сед) ментологп. Вперше доведена участь р!знометаморф1эованих б1тумЬ нозних речовин, як1 надходили в басейн седиментаци & склад1 кр менистих пдротермальних розчимв, у форму ванн! кременистих 61т, м1ноэних товщ. Встановлено взасмозв'язок М1ж руйнуванням поклад нафти I утворенням високоб1тумшоэних товщ у НГБ з активно розв! нутим соляним тектогенезом. Показана можлив1сть переносу бхтумЬ нозних I рудних компоненте у склад1 кременистих ггдротермальни; розчин1в у вигляд1 металоорганокременистих комплекс¿в! Вперше в лабораторних умовах в1дтворен1 особливост! седиментогенезу крем: нистих б!тум1н0зних товщ з участю Ндротермальних флк>1Д1В, у склад1 яких виносились кремнIйорганIчнI речовини.
З'ясована роль тектоно-геодинамгчних процес1В у форцуватп та розтащуванш 'Нафтогазових поклад1в у реНонах поширення к^ем! нистих бгтумгнозних .товщ, де останн! виступають тгльки як нафто' газоакумулююч1 системи. Вперше експериментальними досл1дженнями
явлено, що масщтаби емхгргиц! нафтових вуглеводнгв хз б^-умх-зних В1дклад1Б менШтово! свхти в склад! порових вод при гео-рмобаричних умовах 1х залягання наст1льки мал!, що вони не за-зпечують формуа^чня навгть уже розв1даних запас¿с нафти в Пе-!Дкарпатському прогинЬ Доказана роль вертикально! мхграцх! ву-1еводн1в по глибинним розломам 1з високотемпературних зон земно! >ри. Показана можливхсть вхдкриття в земних кадрах поклад4в рхд-(х вуглеводн1в у коротких температурних / до 360 °С / умовах, > значно розширюе дхапазон перспектив нафтогазоносностх в глибо-)занурених структурно-тектошчних поверхах. Виявлено, що в хн-зрвал1 температур 220-360 °С знаходиться зоне посиленого мета-орфхзцу редких вуглеводнхв, в як1й в1дбуз*зться замхщення нафто-их вуглеводаИв гвзовими.
• Практична цгннхсть. Результата геолого-геоххмхчного обгрун-ування основних напряюнв попук!в нафтогазових покладхв у г либо-эзанурених горизонтах Лередхарпатського прогину передан! ВО /крнафга" I використавупться при складаннх перспективних план 1 в эщукових роб1т.
Виявленг особливоетI взаемозв'язку М1ж руйнуванням покладгв зфть, приурочених до солянокупольних структур, х утворенням ви-зкоб1тум1нозних в1дклад1в у комплекс! а !ншими показниками вико-ютовуються виробничими орган1зац!ями "В1Лорусьгволог{я" ! "Бтло-^сьнафта" П1д час вибору напрямк1в нафтогазопошукових роб1т у эип'ятському пропял.
Результати доелгджень використанх гид час складання Загально-)язно! довготермхновох програми "Насув-2005 р." в ракках галуэе->! програми ШнГео СРСР, метоп яко! була розробка комплексу рв->меидац1й по освоению нафтогазоносного потеши алу зоч насувхв.
Практичне впровадження вказаних розроб гж гидтвердауоться :дпов!дними документами.
Викладений в робот! матершл використовувався автором пхд час чнтання лекц1й на факультет! П1двищення квал1ф1кащ! 1нжене{ них пращвншив в ШНГ.
Положения, що захищаються.
1. Формування та поширення кременистих бхтумхнозних вхдкла-
Д1В КОНТрОЛЮеТЬСЯ рОЗВИТКОМ ГЛИбиННМХ РОЭЛОМ1В I П1ДВОДНИХ пост-I . ...
вулкашиних процесгв, коли у склад! кременистих пдротермальних розчин!в лоред з рудогенними елементами виносились ргзнометамор-ф!зован1 б1тумхнозн1 речовини, як1, осадфочись у геоморфологчч-но роэчленованих басейнах седиментащ I, разом з б1огенними, тери гениями та 1ншими м1неральними компонентами, зумовили особливос-Т1 IX органом.! нерального складу.
2. Кременист1 б1тум1ноэн1 товщ! в термобаричних умовах 1х з( лягання розглядаюгься як рёэервуари для нагромадження скупчень нафти, що надходила !з високотемпературних /б1лыпе 200-250 °С / зон перетворення 0Р у пертоди актив1зац11 деструкц!I аемно1 кори та 1нтенсиф1кац1'1 кргзькорового перемщення глибинних флю1далыяс систем.
3. Поклади р1дких вуглеводтв можуть зустр1чатися у жорстки: геотемпературних /до 360 °С/ умовах, однак в хнтерралх температу; вгд 220 до 360 °С в1дбуваеться наростання темпхв деструкцН орга н1чних сполук. _ ' ' •
Апробащя роботи х публткацп. Основнх положения I результа ти дисертац1йних дослГджень допов1далися нй м1жнародних, всёсош них I республIкалеьких нарадоз /конференцхях, семшарах, симпоз1 умах, конгресах/: "Ярям1 метода пошук1в пoклaдiв нафти 1 газу" Двано-ФранкхЕськ, 1974/; "Роль мшералогН в пошуках' 1 розв!ДЦ1 нафтових родовищ" Двано-Фрашивськ, 1976/; УШ М^жнародний ко.,гр з орган1чно1 reoxif.ii /Москва, 1977/; " Походження нафти х газу, хх М1грац1я I заколом1рност! утворення I розмщення нафтових I
1зових поклддгв" /Льв1В, 1961/; "Природах гази Зеюп i ïx роль форыуваюп земноï кори i родовищ корисних копалин" /Москва, 382/; "Колектори нафти i газу на великих глибинах" /Москва,1983/; ]истемний гпдоад в геологiï /теоретичт i прикладнг аспекти/" Москва, 1983/; иДегазац1Я земл1 i геотектсшка" /Москва, 1965, Э91/; "Умови нафтогазоутворення на великих глибинах" /1вано-ранк1вськ, 1986/; УН Всесоюзна нарада по термобарометрп i гео-iuiï рудоутворюючих фли1д1а /за включениями в мшералах/ /Льо!в, 385/; Друга Всесоюзна нарада з reoxiMiï вуглецю /Москва, 1966/; $лю!додинаы1чний фактор в тектошщ i нафтог&эоносност1 осадових асейнхв" /Ашхабат, 1987/; "Критери i ыетоди виявлення генетич-их эв'язк1в у систем!: нафта-конденсат-ОР iiopifl i вод" /Москва, 988/; "Геодинамхчн! основи прогнозування нафтогазоносностi надр" Москва, 1988/; "Тектонхка i ¿шфтогазоноск1сть пгднасувних зон" 5рунза, 1988/; "Проблеми геологи г reoxiMiï горючих копалин за-оду Украхнсько1 PCP" /Иьвхв, 1989/; "Рифтогенез Гнафтогазоносях« гь" AfepHiriB, 1990/; Трети Всесоюзна нарада з reoxiMiï вуглецю 1осква, 1991/; "Проблеми розвитку геолого-роэв!дувальних роб1т Захгдному periQHi Украхни" Двано-Франкхвськ, 1992/; "Проблем! шляхи енергозабезпечення Украхни" /Iвано-Франкi вськ, 1993/.
, Ochobhî положения дисертацп викладенх в 61 po6oTi. ■ Структура гоб'ем роботи. Дисертацхя складаеться t3 вступу, розд1Лгв i bhchobkîb та списку лхтературних джерел. Текст ви-. [адений на 271 стор1Нках машинопису, ^юстрацхх складають 43 ринки i 12 таблйць. Список лiтepaтypниx посилань мгстить 608 наэе.
3 вдячшстю i св1тлох пам'ятх згадую академхка Г.К.Доленка, офесор1в О.М.Снарського i Е.Б.Чекалша, а також доцента З-Э.Зуг ху, як! хнщхювали вибраний автором напр.™ дмеертацгйннх дое-джень.
За поради i консультацг: стосовно pisHiix аспектов дисорти-
nitao'i роботи автор глибоко вдячний докторам геол.-Mi не рал. наук О.К.Баженов1Й, Б.М.Валяеву, Н.Н.Гуньщ, Т.Т.Клубов1й, А.В.Кудел ському, В.В.Колодгю, О.Ю.Лукгну, Ф.П.Йе^ьникову, Ю.А.Нецюсх, 0. Орлову, В.Г.Осадчому, Ю.М.Сеньковському, Б.О.Соколову.
Доломиту у винон&нш окремих аналхтичних д0сл1джень та ix гнтерпретацп надавали доктори геол.-Miнерал.наук В.О.Чахмахчев i Л.П.Носик, а також канд. геол.-мЫерал. наук Т.Н.Сафронова.
Диоертанхя нЬ була би эавершеною без творчого контакту э н легами кандидатами геол.-мхнерал.наук 0.1.Антонишиним, И.Д.Брат сем, О.В.Дхденко, Ю.ПЛвановим, В.П.Левковцем, Л.С.Мончаком, Г. Надвое, В.Л.Плужн1Ковос, доцентом О.б.Лозинським i с.н.с. M.G. Знаком.
Значку допомогу в офармленш дисерташ! надали ¡нженери | Н.М.Атаманюк i Н.й.Клюка.
Bc.iM названим особам автор висловлюе сердечну подяку.
3 М I С Т РОБОТИ
Р03Д1Л I. ПОГЛЯДИ НА ЛРОЦЕСИ УТВОРЙШ КРЕМШСТИХ Б1Ш1Н03НИХ ТОВЩ ТА IX РОЛЬ У Ф0РМУВАНН1 НАФТ0ГА30Н0СН0СТ1 ОСАДОВИХ БАСЕЙН1В
Вхдкриття покладхв нафти у кременистих бгтукпнозних товща> викликало велике защкавлення ними. Щ товщ! часто вид1лЯються П1д назвами горючих сланщв, чорких сланщр, вуглецевих сланцп б iтумiнозних, домашкових або бажен!вських. порхд. 1Нд кожное i: них назв розум1ють досить pisHi за м1неральним складом товщг /Ф.Г.Гурари, 1970; О.М.Мкртчян и др. ,1981/. Незалежно вгд м*не рального складу та геоструктурно! приуроченное™ об'еднують ix TaKi важлив! особливост1< як високг кременист^сть i б1тумшог>ч Це дало пхдетаву саме ui озваки покласти в основу найменування вказаних товщ.
На сьогодн! не хенуе едино! думки в!дносно генезису креме
ютих пор1д. Це стосуеться як первинних дкерел надходження юмнезему, так х процесгв, ЯК1 приводять до вивхльнёння кремне-!му 13 морських вод /Г.С.Дзоценидзе, 1969; А.П.Лисицин, 1966; М.Муравьев, 1976; Н.М.Страхов, 1966; Ю.Н.Сеньковский, 1975; I 1Н./. Дискусх! в основному виникають на протиставленнг "вулка->генно!" 1 "б1огенно!" гтотеэ, хоча як показуе фактичний мате-[ал вони не виключаигь 'одаа одну. Геологи, що вивчали геосишш-шьнг формацп, приймали вулкашчне джерело кремнезему для кре-гнистих осади!в, а океанологи йоговиключали, обгрунтовано ра-/ючи, що джерелом е сама ггдросфера. Однгею 13 причин в!дмгннос-I геосинюйнального кремненагромаджекня вхд океанхчного може ути те, що вулкан!чний кремнезем, який посгупав у глибинну час-ину океану, розсзювався ! поглинався гидросферою. Тут В1н не !льки не може утворити хемогенних накопичень, яюцо немае "пасток". ле ! вплинути на розвцток кремневого планктону, який розвиваеть-я у ведхньому шарх океанхчно! води. У геосинюинал.ьних басейнах инулоге концентраци кремнезему, необх1дн1 для його хемогенного задкення скорхше всього. виникали у ме*ах- о^ремих ванн /"пастках"^ 1 зараз мае М1сце у рифтов!й зон1 Червового моря /Й.В.Хворова, ?80/. Кременист! вхдклади з'явллиться, в основному, на початко- . « стад1гос розвитку, диференцхйованих рух1в земно! коря х палео-гографхчно приурочен! до зон рхзкого перегину дна, де максималь-> можлива поява глибинних розломхв, розвиток яких супроводжував- • I хнтенсивною вулкан!чн!стю та гидротермальною дхяльтстю..
Високу збагачен!сть'кременистих вхдкладхв ОР бхльшхсть авто-в /А.И.Конюхов, 1982; А.П.Лисищлн, 1978; Ю.М.Сенькоееки'ЛД97В; И.Страхов, 1963 та хн./ пов'язують з унхкальною бгологхчнсю юдуктивнхстп у зонах апвелхнгу морських басейнхп та океан!я, де нуе приплив поживних речовин для !х розвитку. У то» *э ч-с на мну С.Г.Неручепг /1932/ ¡нтэнсирнтсть нагромаджснни значних мае
0Р вхдображае не виключно сприйршвх умови для розвитку фгтошк ктону, а навпаки, екстремальш умови ¡снування оргашэмхв, кол! в умовах заражения середовища прохивадшя ураном та хншими важдо ми металами могли 1снувати Т1льки окре;а цутантш види М1крофг планктону, со володхли високос радгорезистентнгстп х давали ве; ку екстремальну б1олродукц1ю. Зг1дно даних М.М.Грачевського I б.В.Куйерука У1977/ високобхтум1нозн1 породи утворились не вна< л1док зб1льшення ^омаси, а в умовах седиментаци при недостат) минерального осадку, що сизначае вхдносне пхдвищення концентра-Ц1Х ОР.
У зв'язкуэ хнтенсивним дослхдженням шДводних ггдротерм з -раз нагромаджено багато даких, як1 вказують на те, що в склад1 | вксгаляцгДно-г1дротермальних флю1дхв виноситься значна К1ЛЬК1С1 р1зних бхтум1н0зних речовин. Це дозволило нам висловити думку, що за рахунок вказаних флюхдхв можуть формуватись кременист1 тс Щ1, збагаченг бхтумхноэними компонентами. На вхдшну вхд сво!х супутникгв / 00%, та 1Н./, ЯК1 створюють сприятлИвий вплив на розвиток життя в басейш, нафта спричиняе згубливу дхю на о] гашчний св1т. Водно» зависсю /б10генною, теригенною, тощо/ со] буються х осаджуються на дно високомолекулярнI вуглеводнг, що важко засвоюються м1кроорган1змами, та асфальто-смолист! речов! ни, якт залучаються в единий процес перетворень ОР водного'ба-сейну. 1снування в пачках б1тушнозних сланцхв полхме^изованих нафтидхв свхдчать про те, що при форму ванш деякох частини б1Т мхнозних товщ, кргм бхогенних ОР, приймали участь нафтовх кош ненти. Це сприяло утворенню безструктурнох органо-мхнеральнах си, яка практично не пхддаеться розчленуванню I петрограф!чном дхагностуванню.
3 наявшстю у розрхзах.НГБ бхтумхнозних товщ часто пов'яз еться формування вуглеводневих пбкладхв. При цьиму з метою оцх
[ безпосередньох ро/л катагенезу в нафтоутворенш основну ува-г надають дослхдженням, як! базуються на концепци головних фаз он/ нафто- 1 гаэоутворенНя /Н.Б.Васоевич, 1967; Ю.И.Корчагина, »79; Е.П.Ларченков, 1991; Н.В.Лопатин, 1983; Р.М.Новосилецкий, )75; Б.А.Соколов, 1980; Л.Ф.Шпак, 1988; та т./. Проте, яйцо са-[ по собх Ц1 дослгдження можуть 1 не викликати сумшв1в, то без->середнхй зв'язок з катагенезом процес1в первинно1 игграцГг 1 >рмування покладхв вуглеводнгв уявляеться недостатньо переконли-ш. Сучасний ВМ1СТ б!тумо1Д1В у породах не може бути показником гнераци, а тим бгльше емгграцп хз них вуглеводневих комлонен-1в. Виходячи тгльки э рол1 катагенезу в нафтогазонагромядженг, »жко. пояснити, чоцу при близьких формац1йиих, структурно-текто-(чних, геотермодииамгчних, катагенетичних та гхдрогеолог1чних <овах аналоНчнх за морфогенетичними особливостями 1 характером {ранування типи пасток вмгщують по клади вуглесодахв, а 1нш зпродуктиЬш, або у формащйио однотиповхй товщг при вшдевказа-« учоаах у пастках вмхщуються ргзного фазового складу вуглеводн!.
В останн!й час виявлено /Н.П.Гречишников, 1991/, що в темпе-№уртй зон: 90-150 °С, яка формувалась на седиментацтИному етр-: роэвитку НТВ пхд впливом кондуктивного теплопереносу, промис- ' >вих скупчень нафтових вуглеводнхв не виявлено. За даними Р.Г. ;рецького, А.В.Кудельського та Н.П.Волково1 /19в7/ у басейквх ВН1Х платформ.з потужнгстю осадових утворень до 5 км э темпера-рою поверхш фундамент!в до 150-200 °С нафтогазовх поклади В1д-тнх. ПриурочеИ1сть основних запасIв нафти до Ытервалу темпера-р 60-150 °С не можна пояснити без залучення иуглеводшв, що ут-рились в зонах<високотемпературно! деструкц}i ОР та хх' "ех^Го-" в результат! субвертикального пульсащйио-коадеятивногоПересу в склад! газових х водно-газових роэчиихв( су С- г на.пкрчтиЧ-х флтдтв /А.В.Кудельский^К.Юукашев, 1974/.
Характерною особливого КГБ с наявнхсть геодинам1чно-обу мовлених наскр1аьформац1йних флк>1допров1дних систем, як1 про» эують також I кременистг б'пуипюзт ^овгцг. Вони приурочен! д< д1лянок перес хчення глибинних роэломхв х контролгаоть просторо часрв1 парДгенет*чн1 асоцхаци скупчень рхэних нафтид1в та Г1, термально! кшералгзацН /А.Е.Лукин, 1989; Б.С.Панов, 1993/. Електронном!кроскошчними дослхдженняки структур! порового пр тору кременисти* б!тумхнозних товщ виявлено, що утворення в н поклад!в вуглеводнхв вхдбувалося за рахунок вертикально! мггр ЦХ1 у попередньо розупильнеш порода / Т.Т.Клубова, 1988 /.
Р03Д1Л 2. ХАРАКТЕР КРЕМШИСТОСТ! Б1ТУМ1Н03НИХ ТОВЩ У '
репонах розвшу щдаодаого вулкан13му '
МенШтовд. свгта Украхнських Карпат. В хсторп формуван карпатсько! флхйовох формацП видхляеться дёк1лька етахпв роз ку окременхлих бхтумшозних товщ х кременистих осадкгв. Найб1 пшй га приурочений до олхгоценового часу \ пов'язаний э ф муванням в1дклад1в менШтово! свхти, як1 характеризуются зь ним вм{стом продуктов вулканхчно! х ексгаляцх йно-гхдротермал! д1яльностх /И.П.Габинет, 1961,1985; И.М.Афанасьева, 1983/.
У склад1 менхлхтово! св1ти видмяпться три досить потужх сшицитових горизонта. В основ1 нижньо- х верхньоленхл1тово1 св!Т вони складаються з вхдносно тонких 3-12 см шар1в 1 прош сил1цит1В м1ж якими залягають тоненькх /0,5-3 см/ прошарки о] менхлих високоб1тум1нозних листуватих арг1л1т1в. Товщина них ошцитового горизонту эмхнюеться вхд 4 до 40 м, а верхнього В1д 3 до 8 м. Дзщо менший сшпцитовий горизонт / 2-4 м / спо рхгаеться у покрхвлх нижньоменхл1тово1 пхдсвхти. Основною ск довою частиною сил1цитхв в кремнезем /92,43-95,95 % /. По кр сшпцит1в зустрхчЫоться окремёиШ вапняков1 прошарки /0,5-2 взасмопереходи шхж якими можуть бути р!зкими або поступовим*
У роэр!31 нижньс- х верхньоменШтово! П1дсв1т переважають уыхнознх, практично безкарбонатнх аргШти, в яних вм1ст крем-ему досягав 70 %% а в глинистих сюацитах /фтангтах/ до • 99 %. Кремнезем часто утворюе м1кроскупчення, але в основному : зустрЕчаеться у виглядг дрхбних л1нзочок, тоненьких смужок ! .овжених листочкгв, якх поргвняно рхвномхрно насичують всю гли-ту масу. Частина кремнезему розкристалхзовата до халцедону, [й утворюе кременев1 "сорочки" на мхкроблоках глинистих мхнера-
. Загальною особливгстю порхд менШтовох евхти е надкларко-\ вм1ст багатьох рудних елемент1в, якх приурочен! до шритизо-1их глинистих силхи^тв I арг1Я1Т1в. Геслчмхчн! дослхдження 1зують на те, що деякх зруденгння спостерхгач>ться у виглядг ме-(0оргаи1чних сполук 1 сорбованих метал1в.
Дрмашковий горизонт Волго-Уральського рег10ну. Верхньо-
" I °
юнськх .В1дклади доматкового горизонту представляють собою 61-гёногну креиенисто-карбонатну формацгп, осадконагромадження II в1дбувалося пхд впливом вулкан1чног та поствулкан г чно! дх->ност1 в Уральськ1й геосинюнналг та сум1жн!й частим Сххдно-юпгйсько! шютфоршг. Вхдклади домашку утворгаоть лироку сМугу «детального простягання вздовж Зах1дного Уралу х предстзвле-в основному, такими л1тотипаыи як вапняки кременист1 та си-рти, якх характеризуються рхзним вмгетоы глинистого, матер! а-31 сходу I заходу область нагромадження домяч^кових еилтци-обмежена глибинними розломеми 1 выходами ефуэив1з, а райони повсюдження п1рокластичних пор1Д та сшпцитхв твритирхально впадають. Всерединх пластхв еюнцитхв зустргчаться конкрецгТ ого зливного вапняку, не охоплених окремешниям, а та кож конца пгриту довжиною до 25 си /С.В.Максимова,, 1970/.
3 ьхддаленням вхд зони вулкан г чно I дхкльностг на зах!Д амен--гься кременистгеть збагачених бхтумхиезшми компонентам псап-
•ав. Ириберр^иа зона домпнхкового басейну представлена св!тл1 карбонатними I теригенно-карсонатними слабо окремешлими вхдв дами, як1 характеризуются низьким вкйстом бхтумхнозних компс т!в нафтового типу. Розс1яний кремнезем зустрпиеться в самих р1зних формах. Це I новоутворен1 криеталики кварцу,! стяынш рхэнорозК^чстал1зованого халцедону та своер1ДШ "сорочки" на нистих, карбонатних I органхчних частниках. Крхм кремнезему у родах спостёрхгаеться високий ВМ1СТ тонкодисперсного /мхкрозе того/ кальциту йеорган1чного походкення. Навхть у вапняках, н бхльи збагачених фаунхстичними рештками, вигст мхкрозернистог карбонату досягае 30-45 % об'ему породи.
Доман1К1ти Прип'ятського прогину. У Прип'ятському Праги: вид1ляеться дек1лька еташв нагромадження б1тум1нозних В1дкла, ях1 маоть сп1льн1 особливост1 з домашком Волго-Уральського р< ону. В основному вони приурочен! до мхжсольового задонсько-еле цького горизонту I надсольових данково-лебедянських та озерсы ховансыскх товц фаменського ярусу верхнього девону /П.Ф.Ажгир* вич, 1986; В.А.Лапуть, 1983/.
Утворення б1тум1нозних в1дклад1в супроводаувалось вулкан! ною дхяльн1стю пхд час рифтово! стад11 розвитку Прип'ятського леорифту,.для к1Нцевох фази якох характера прояви основного 1 матизму I галокинезу. У сх1днхй ослаблешй зон1 прогину утвор< ня розлом1в супроводаувалось вулкашчною дхялыистю, якх в це] тралыий та заххдн1й частинах служили шляхами мхграЦп газови: ексгалящй та г1Дротерм /В.П.Корзун, 1974/.
• У палеовулканхчтй област1 прогину елецька вулканогенна г ща перекрита елсцькою карбонатное пачкою, як1 за хх ыежамй зш щаються кременистими б1тум!нозними вздкладами, аналогхчними 31 складом домангк}? Волго-Уралу. Шдводна г гдротермально-вулк«^ I1 Д1яльн1сть елепъкого етапу зумрвила штенсивне окремен!ння бг
гшнозних В1дклад1В. Вмгст кремнезему складае 5-15 % вхд об'ему ив! породи, да вгн, в основному, представлений рхзнорознриста-зованим халиедзеиом, ргдше аморфним опалом. Включения кремнезв-г мають р:зну ф&рму I досить часто вони представленI округлими, ¡личиною до 0Л0-С,15 мм, формами.
У розртз! нЗдсольаво: карбонатно-теригенноI товщ1 видгля-гься дек1лька р/вн1Е знаходження бхтуМ1нозних товщ. Останнх ха-штеризуються дещо меншою креыенистгстю I надкларковим вмгетом (ремих рудогенних елементхв.
' Р03Д1Л 3. Б1Ш1Н03Н1 ТА РЭДН1 КОМОНЕБТИ ПДРОТЕИШЪИИХ СИСТЕМ
Дне ре ла надхопження бгтум!нозних речовкн та залежнхсть !х сладу в1д термобаричних умов. Поява б1тум1нозних речовин у скла-г газогхдротермальних флюгдхв може бути зумовлена рхзними джере-1мч IX утворення. Першим, можливо, г основним джерелом е захоро-:не в ' садках ОР бхосфери, що обгрунтовано сумой факт1в х деталь-I вибвхтлено у в1домих роботах О.К.Ба*еновох, М.Б.Васоевича, 1.Корчагинох, А.В.Кудельського, Б.П.Ларченкова, Р.М.Новосиле-кох , Б.0.Соколова, Л.Ф.Шпака, В.О.Чахмахчева та ш. Пхд час ктоно-магматичнох актив1зац!1 осадових басейшв ямсокотемпера-риг газ6фпю1ДН1 потоки виступають як активний фактор тепломасо-реносу 1 катагенезу ОР, а також вилучення б1тумхноэних компо-нтхв 1з товщ, через якх вони проникали.
Другим, не менш важливим джерелом, можуть бути поклади нпф, ЯК1 в процес1 тектоно-магматично1 активхЗаих! Е!ГБ поддавались Инуванню. 3 просочуванням нафти на денну поверхн* пов'язанх «е-и витрати, що обчислюетться в окремих провппдях сощяыи н'ль-XI в тонн /В.Д.Наливкин и др.,1984/. накгнець, трете дхчргло ¡'яэане з абхогенним синтезом вуглевзднгв з окгвиэдх еде«?1П':2
/ С, Н / або простих ххмпмих сполук / С02, СО, 1^0 тощо/, як вм1щукггься у магмт глибинних сфер планети та п гаэопдротер* них пох1дних. Ножлив1сть автогенного синтезу вуглеводнхв обгр товусться у вгдомих працях Г.Ю.Бойка, Б.М.Валясва, Й.В.Грхнбе Г.Н.Доленка, В.0.}{рвютк1на, П.М.Кропотк1на, Н.О.Кудрявцева, В Порфхр'ева, Е.Б.Чекалюка та 1нших.
3 метой вивчення вштву температур« на склад бхтумгнозни речовин нами систематизоваш результати м1нералотермобаричних дослхджень, виконаних М.Д.Братусем, Р.П.Готтхх; Б.Д.Жовтулею, Б.В.Зацххою, ЗЛ.Ковалиииним, В.В.Могаровським, А.Р.Файзхевим Ю.В.1&петк1ним та хн. для р1зних нафтогазоносних 1 рудоносни: регхошв. Бхтум1нсэн1 включения безперервно прослхдковуються 1 магматичних до гхдэотермальних утворень, а ¡х консервац!я спос р1гаеться в широкому температурноцу д1апазон! / 50-1400 °С /. результат детал1зац1! мшералотермобаричних дослхджень виявл« така темпсратурна залехн1сть 1х 1снування: р1ДК1 вуглеводеп -50-360 °С, 1нколи до 370 °С /в основное в д!апазон1 50-220 °( асфальти - 100-340 °С, керитй - 120-360 °С, антраксолии -140-600 °С /в основному вище 300-360 °С/ г граф1то-вуглист1 р вини - 300-600 °С I бхльше /в основному вище 400 °С/. Тиск у I зор1Динних включениях змхнюеться в Д1апазон1 15-65 МПа. Газон Д1бн1 вуглеводнх представлен1. широким набором компонент!в. Ме зустрхчаеться в широкому д1апазон1 температур вгд 50 до 1400 1 Етан х важкх вуглеводнг виявлен! в интервал! 70-450 °С. В хнт вал1-450-1400 °С эберхгаеться Т1льки метан, вмхет якого }з зб шенням температуря повол1 зменшуеться.
Роэподхл знаходжень органхчних речовин за температурними етапами мшералоутворення показуе, що максимальней ем1ст р^к вуглеводневих компонентхв приурочаний до низькотемпёратурних / < 220 °С / г!дротермальних систем. В ¿нтервалх температур 2
Ю °G одночасно в1дбуваеться як ыегашзацхя рхдких вуглеводнхв, ix i конденоацхя ix асфальто-смолистих компонент:в з перетворен-w при температурах вище 360-400 °С в антраксолхти i граф1то-гглистх речовини.
Комплекс^ форми переносу бгтумхнозних та рудних коипонентХЕ. ¡льшхсть дослхдникха, виходячи хз аналхзу парагенетичних acoqia-:й та складу газорхдикних включень, обгрунтовують Mirpai;io еле-штхв у форы! хлоридних, ггдросульфхдних , карбонатних i сульфхд-IX KouueKciB, Однак основний електролхтичний фон розчинхв виз-1чаётьсяNclCH, а експериментальн1 досл1досення показали, що роз-шнхсть SLQz, основного аильного мхйералу, в Р/а.С£дуже низь-що не уэгоджуетьсяз переносом у роз чинах значнох к1лькост1 5емназему / И.ГЛ&неев, 1984 /.
На сьогодн! експериментально доказано, що при високих тисках температурах у розчинах широко розвинум процеси пол1меркзацм утворенням складно побудованих макромолекул. "Пений парагенезис iTCuxfo х б!тумхнозних речовин з кремнеземом у рхэних геолог!чних туащях дав п1дставу вважати, що у гхдротерыальних розчинах. еедеэем вхдхгрвв роль комплексоутворпвача i носхя рудних еле-HTia та органхчних речовин, утвориачи а ними рхэш металооргано-eneHKCTi' комплекси.
Експериментально доказано, щр гелх кремнезему внасл!док ви-ко!абсорбц1йнох активност! можуть поглинати рхзн1 метали 13 »чинхв у високотемпературних />200-250 °С/ умовах. Яриеутнх Г1Дротермальних розчинах ОР також виконують роль активного сор-хту метал!в, утворюочи металооргашчн1 сполуки, яхх е яоаирвною снеральною" формой багатьох рудних родовищ i зрудснхнЬ.
Головними конхдентраторами мвталоорган1чнях сполук всмолйето-!вльтенов{ компоненти. рудо- i нафгоутворюпчих; сметам. За концепцию метал!В в1дпов1дак?ь,'не тгяьки порфхрими,але.й ггдроксиль-
hí, карбонгльнг.i карбоксильш групи /В.В.Левицкий и др., 1983 1з пбтльшенням ступен1 метаморфхзацП бхтумЫозно! речовини i вхдиовхдного зыеншення в нгй кисневоам/вдтзчих функцхональних груп внесок сорбцп ыеталу за ыехашзмам комплексоутворення зи шуеться, Зле зб1льшуеться роль xímí4hhx взаемодгй.
У надкритичних умовах /Ы080 °С i Р > 970 lilla /, як вгд но, розчинкхсть кремнезему стае практично однаковою. У npoqeci bhcxí.woí uirpai;ii та понижения температур i тискхв вхдбуваеть перенасичення г1дротермальних розчинхв кремнеземом, що зумовлю утворення велико! кхлькосм floro полхмерних /коло1дних/ форм результат! сорбц1йно-х1м!чного взаемозв'язку ыхж гелями кремне эему, металеши, бхтумЫозними i металооргашчними речовинами у ворюються pÍ3HÍ органо-мшеральнх, в тому числх i металооргаро кременист! комплекси /Ъ.Й.Ыаевський, 19В5/. •
Поступаючи у водний басейн у склад! ггдрстермальних флюхд органо-мшеральн1 комплекси розчиняються i в подальшому эггдно законами седиментаци, прийкасть участь у форму ванн i кременист товщ з високим bmíctom 6ítymíh03h«x та рудогенних компонентов.
BiTyMÍH03HÍ та руднх речовини сучасн'дх субмаринних г!дро-термальних систем. За перход свое? дхяльностх Г1дротерми виж сять значку кхлькхсть нафтових вуглеводмв, як i приймають уча( у формуваннi донних осадив, збагачених бхтумхнозними компоно! теми. Особливий iHrepec щодо утворення сучасних бхтумшозних осадив представляв гидротермальна дхяльн^ть у Иал1форн1йськ1 залив!. Тут, у двох рифтових долинах, роздхлених зоною трансф кого скиду, виявлено б iля сотнх бхлих та чорних "курцгв", хз в!дбуваеться виверження фйю1д!в з температурою 100-430 °С. Ki KiCTb нафти, яка видхляеться 1з гирла одаие! пдротерми, при швидкост1 фонтанування I м/с складде bír I103800 м3 до I009IS за 100 poKÍB, а при швидкост! фонтанування 2 м/с ií кхлькхсть
подвоюеться /В.О.Крашшн, 1992 /. У керн1 13 тгла активного чор-ного "курця" доля твердого минерального ыатергалу с клада е 50 х 50 %. припадав на флюхд. Осташий у р1вних долях представлений легкою, як конденсат, нафтою х рудоносним гхдротермальним розеолой.
Надходження вугле во дне во вм I гцуючих гхдротермальних флв?д1в обумовлювало формування високоб1тушнозних донних осадкхв. Так, осадки в керн1 довжиною 18 см, шднятого з дна басейну Гуаймас, представлен! перешаруванням чотирьох бхтумхнозних, шести нафто-носних I двох сильно нафтоносних мул! в М #?а£>1968/.
У слабосцементованих мулах виявлено особлквий тип б1тумо1ду, хро-матограма якого типова для "незр1лого" б1тумо:гду п1знього Д1аге-незу, що насправд. представляв собою складну сумш мхграцхйного нафтиду I автохтоннох 0Р, як! гнддались м1кроб1олог1чному перет-воренйю у придонних умовах / А.В.Леин, 1989 /.
У'межах багатьох екваторхальних територхй внасл1док тектоно-сейсмхчних рух!в утворюЬться значш просочування вуглеводнхв у субмаринних умовах. Класичними районами пхдводних просочувань ву-глев ,дшв 6 узбережжя Ыексхканськог та Персидсько! заток, Кар1б-ського. моря I Арктики, у донних осадках яких виявлено багато р13-них б1тумних Т1Л та включень нафти. У Мешиканськхй затоц1 донн! осадки перекривають В1дклади сол1, як1, видавлюпчись догори, ут-ворюють числеши солян1 куполи, що зумовлюе природний вихтд нафти у море. 3 пхднятих керн1в донних осадкхв /акваторхя Лу}зганк/ вид1ляеться до 7 % нафти, яка характеризуеться середньою I сильною б1олог1чною деградацхею Ё>"го0К$ е^о^. 198б /. Ано-мальний вм1ст вуглеводн1В виявлено у донних вхдкладах щельфоних жолоб1в континентально! окрални Арктики, де ц: м.'/р|юеТр7Ктури продставляють собою морфологхчне вираженнк глибинних роэлом!я | характеризушться тр1щиноват!стк> та 1кдэи!ценою еейемгчгтнет© /А.И.
Мнюшевская и др., 1977/.
3 глибинними флю!дами поступають I важлив1 бховлементи / С, Р та 1н./, як! в зон! фотосюЛИ* сприяють <5урхливоцу б1о-логхчному розвитку, подхбно областям йпвел1нгу. Бхопродукцхя фо тосинтезу попадаючи в придоннх умови, просякаеться продуктами газогхдротермальних систем 1 разом з мгнералькими речовинами во
I !
кого басейну утворсе сдиний органо-м!неральний комплекс.
РОЗДШ 4. ШДШВАННЯ 11Р0ЦБС1В ФОРМУВАНВД.
КРЕМЕИИСТИХ Б1ТУМ1Н03НИХ ТОЩ
бдиним Механхэмом, який здатний доставим миттево велику кхлькхсть кремнезему в басейн седиментацх! та стримувати прочее вхдкладення теригенних або бхогенних осадив, може бути гхдротер малька дгяльшеть /Й.В.Глушко, 1953; В.И.Муравьев, 1976/. Резуль тати досл1джень вказують на те, що чист1 кременист! порода /силх цити, халцедонол!ти/ вм!щують, як правило, в1дносно мало 0Р /в основному 1-2 % /. У той же час високоб1тумхнознх в1дклади эначно меншим вм1стом кремнезему / 10-70 % /, ям залягають без-посередньо над кременистими утвореннями, характеризуються незрхв няно б!льшою к1льк1стю 0Р, досягаючи в окремих випадках 30 % 1 б1льше. Таку особлив1сть розпод1лу ОР та кремнезему в розрхз1 вк заних товщ не можливо пбяснити Т1лыш участю кремн1йзасвЬюючих орган1зм1в. . ,
Процес утворення кременистих б1тум1иозних товщ внаслхдок ди ференхЦацп в морському басейш теригенного материалу 1 хчдротер мальних флю!д!в, у склад! яких виносились нафтов1 компонент у виглцд1 крекнхйорганIчних комплекс1в, нами доайджувався в лабораториях умовах. У штучному морському басейн! седиментацН спос-терхгалась диферонц1ац{я поступаю«« речовин х утворення охремих прошарк!В, характер ритмхчкост! яких в1дповхдав посл1довност!
адконагроиадкиннл у мен!лгтопих ехдкладах Карпат. У нижшй зтшн морського резервуару осгв кременистий осадок з незначним хстом вуглеводнево! речовини, який вище переходить у бгтумх-зко-кременисто-глинистий прошарок. 3 припиненням уводу в ре-рвуар газорхдинного флюгду з кремшйоргатчною речовиною у рхшй частинх штучного осадку спостерхгаеться змша бгтумгноз--кременисто-глинистого прошарку кременисто-глинистими I гли-ртими утвореннями. Саме в менШтових в1дкладах, якг е класич-м прикладом гхдротермально-оеадового формування кременистих тумшозних товщ спостерхгаеться наступна посл1довнхсть в- осад-кагромадженнх: кременист1 утворення /силхцити/—- б1тум1нозно-вменисто-глинистх безкарбонатнх породи- схрокольор^ карбо-
гногглинист1 товщ1.
У морському 6асейН1 в результат рхзкох. зм!ни рН умов та >чинення пдротермального флю!ду вхдбуваеться эначне його роз-эування 1 вспливання вуглевбдневих речовин. Осташи, адсорбу- . (сь т€р:»гсштм I бхогенним матер!алами водного середовища, >ву попадають на дно басейну х утворюють високобхтумхнозн! доси, ям безпосередньо залягають над силхцитовчми утворен-А 3 низьким-местом б1тумхнозних речовин. Роз IрванI в час1 ульси подач1 кремнезему разом э вуглеводневими речовинами ;ображен1 у ритм1Чно-шаруват1й будов1 кременистих б1тум1ноз-товщ /Б.И.Маевский, 1986 /.
3 г1дротермальними флюхдами у водний басейн вкнсс/тьсд эз-а кхльк1сть газових еманац!й / С02, Н2$ , НС6 та 1н./, як1 «уючи лужнхсть морсько! води, значно Нгдкислююгь Х)( ПРИДОЧИУ гику. Саме тому в придоншй частинх водного басейну с кладезя аномальн1 умови для осадження гелю кремнезему : розчинён-га виносу 1з нвх карбокат1в. .3 ослаблв^шям або припиненням эгхдротермально! дтяльностг остаких випадали»
бонатн! осадки серед кременистих товщ. Щ процеси пхдтвердаукг ся експериментальними досдхдженнями розчинення I осадження кр< незему та карбонатIв у залегност1 В1Д рН середовища. Разом з тш, коли (чдротерми викидали у море велкку кхлыисть безкисне во! води, поблиэу вивержень вхльний кисень зникав, рН 1 ЕЯ. води понижувались, що зумовдювало осадження силгкат1В I карбо! Т1в зал:за та марганци просто 13 води. У випадках видхлення ве лике? кглькост! виникали умови для безпосередньо! ^садк
!з води сульфхдхв Ре, Рв, 2а /Г.С.&оцен1дее, 1969/.
В окремих регионах'зисокоб1тумхнозн1 в1дклади знаходяться серед по*ужних карбонатних товщ. Останнх характеризуьться лаяв н1стф майже по всьому !х розргзу у вторинних емкостях епхгенет них вуглеводкевих речовин у достатньо значних концентрацхях. У випадку мхграцп через такх тов^ агресивних газохчдротермальн флвхдхв, внасл!док розчинення.1 екстракц!! буде виноситись у в ний басейн седиментацн значна кЫькхсть карбонатного матер1ал х вуглеводневих речовин. У результат! вспливання о*.ганн1Х х по шого ос1дрння разом з матерхалаки водного басейну,в1дбуваетьс концентрацхя ранте розсхяних вуглеволпевих речовин у малопоту них осадках, що пхдтвёрджуеться лабораторними дослхдженнями.
р03д1л 5. осошвост1 свдшентогшкзу кр0шмстих б1тум1н031мх тощ .
Менхл1това св1та Украхнських Карпат. Бхльилсть дослхднши визнають ,• що утворення основнох маси кремнезему в менШтовому басейнх обумовлено вулкангчними I поствулкан1чними ексгалящйи гтдротеркзльними пхдподними виверженнями. При цьому одна трупа вчених /й.М.Афанасьева, 1983; В.В.Глушко, 1953; В.Б.Лорфирьев др.,1955/ вважае, що утворення кременистих в1дклардв вхдбувалс внаслхдок хемогеннвго осадження кремнезему, Шша - М.Л.Гя&нот
Э85/, Ю.В.Ковтун /1989/, Ю.М.СейЬковський та íh. /1989/ дока-
i
в, що кремнезем переводився в оСедог кремнезасвоюючими оргмиз-4и у 30HÍ Д11 прибережного апвелЫгу.
Найбгльший розвиток ме^Штова! свгти у П1внгчнэ-схгдних <бах, а .також деяке зб1льшення товщини кремеиисти* i туфових ризонт1в у сторону швденно-заххдно! окрагни Сххдно-бвропейсь-í платформи вказуе на т£» Щ° саме на швнхчно-сххдному схилх imoBOro басейну по систем! глибинних розлом!в вхдб^вадося nspi-ичне рОзвантажекня кремнгйвм1щуючкх гхдротерм у менШтовий час. кроскопхчними доел iдженнями виявлено, що силхцити менШтово! !ти складаються в основному 13 прихованокристал: «ого тонкоагре-тного халцедону, у склад1 якого спостерхгаються одинокх вкло-ння хременистих орган1зм1в. 1зотопний склад f&Q кременистих всрень коливасться в основному в. межах В1д 6,75 до 21,9 %0 , св1дчить про вулканогенно-Ндретермальне джерело кремнезем та могенний механ1зм його осадження. Температуря кремнхйвмхщуючих цротерм досягали 390-500 °С /Ё.И.Маевский и др.,1985/. Геохгмгч-и бар'ером для випадання кремнезему могли одночасно служити ви-1ИЙ температурний град!ент i градтент величини рН, якх виника-на контакт! кислих термальних вед / рН « 4 / з лужними морськи-/ рН ■ 8-9 / водами. Пульсуюче надходження глибинних еманацгй «овлювало 1&тотний вплив на характер змхни рН донного середо-ja, що в свою чергу сприяло утВорешдо конкрец1й рхзного мЫе-(ьного «кладу та глауконхту в мен!Л1Тових вхдкладах. У кременис-¡ #лсх силхциттв споетерггаються pone iянi мхкровключення суль-¡íb у виглядх таблитчатих зросткхв i рад1ально-променистих агре-íb, якх облямовуються'б1тум1нозною речовиною, утворпю"и бобо-и органо-сульф1дного складу.
Макроскошчно ОР б1тумхнооних в!дклад1в представлена розе iя- ' и i концентрованими формами. Концечтрована форма ОР представле-
на згусткаыи, Линзочками 1 м1кропрошарками, як! эалягають по н паруваннв порхд. На листуватоподхбнхй поверхн! високоб1тум!ноэ прошарк!в 1нколи спостер1гаються чиоленн! округло! форми пласт н1 та крихм асфальт-асфальтитов! включения. Поряд э останшми зустрхчаються л1нзовидн! вуглепод1бн1 речовини, я«1 в!дносятьс1 до п1роб;т>М1В керйт-антраксолIто вого типу /А.В.Диденко; Б.И.Ш евский( 1989/. Присутн1сть пластичних I крихких асфальтит!в в!; значаеться /Г.М.Панов, Ю.Е.Кордияк, 1988/ I веередин: карбонат) конкрёщй. Бм1ст б1тум1н0зн0х маси в окремих туфогенних пхеков» ках I алевролхтах досягае 40-50 %. Наведен! дан! вказують на тс цо в склад! гхдротермальних флю1Д1В разом э кремнеземом та руде нними елементами у менШтовий басейн виносились р!знометаморф1 эоваш б!тум1нозн1 речовини, як1 оехдаючи на морськоцу'дат, при мали учг.сть у форму ванн I осадив з сингенегичними включениями О бхльо глибоко! вуглеф!каци поряд з менш перетвореним б10генним матер!алом.
Перешарування органогенних д1атом*т1В з низьким. вмхетом 0Р / < I %. / з кременистими б!тум!нозними аргШтами I сил1цитами св!дчить про складний взаемозв'язок рхзних фактор!в екэогенно! ендогенно! природа, як1 управляли процесами седиментогенезу в м нШтовому басейнх. Найбхлыц сприятлив! умови для утворення орг ногенних дхатомхт!в створювались в прибережних Д1лянках, на схи лах пхдводних або надводних пхдвищень менШтового моря пхд час надходження глибинного кремнезему а подальшим переводом його в осадок кремшйзасвоюючими органхзмами.
Поступове здгймання повздовжнього п1дняття в облает! зчден вання Орхвськох та Скол!всько1 скиб /Э.С.Вялов и др.,1981/ утру нювало розное вуглеводневовм!щуючих кременистих флюхд^в у глиби флхпювого басейцу. ОсЦиляцхйнх рухи морського дна час вхд часу сприяли 1х прониюненню на р!ЗН1 Ьздсташ, що зумовило д1ахронт
меж1. менШтово! та кросненсько! л1тофац!й I утворення товпц лё-рех1ДН0Г0 типу', в як!й знизу догори поступово набирають все бгль-шу роль вапнистг порода.
Дрманхковий горизонт Волго-Уральського реггону. Нер1вномхр-нхсть тек¥он!чного эанурення Волго-Уральського реггоцу в середньо-франкський час привело до утворення Камсько-Кинельсько! системи прогинхв. В ^останнхх вхД<$увалося нагромадксння тонкошаруватих бт-тумхнозних карбонатно-глинисто-кремеяистих осадоав, якг за межами против зм1нюються слабоб1тум1нозними вапняхачи та доломитами /0.А.Лоцман, 1976/. Основне на^ходжекня кремнезему в доматковкй басеЯн в^бувалося за рахунок ггдротермальних розчингв, що роэ-вантажувались по систем! глибинних розлом1В. У б1льшостх розргзгв пластов! •сил!!?!™ складаються, в основному, хз прихованокриста-лхчно! халцедоново! маси, в якхй рештки кременистих органгзм!в мають пгдпорядковане значения. ВисокI концентрацп кремнезему у водх домашкового бас§йну пхдтвердауються наявн!стм раннхх седа-ментац!йних видглень др1бних кременевих глобул, якг розглядаються як первинна форма коагуляцх! коло!дного кремнезему /С.В.Максимова, 1970/. Винос значнох кхлькостх живильних речовин у склад! га-зоНдротермальних фяюхдхв сприяв формуванню органогенних забудов у прирозломних зонах, якх обмежуютъ доманхковх западини. ПврекоН-ливим доказом надходження перших порщй б1тум:в у силадх гхдрютер-мальних.розчин1в гид час форцування доманхкових осадив можуть служити включения нафтид1в у таких ранньодIагенетичних тонкозер-нистих мхнералах, як кальцит, халцедон, фосфати кальцхю та каол1-шту. Найбхльш рани! новоутворення кремнезеиз, що мають форцу глобул, сильно П1гментован1 бгтумом. 1з-за велико! к!лькоог1 бггум1в вхдклада втратили здатшсть до подальоих перекристал1зацгй№& пе-ретворень. Б!туми в основнхй масг вапнякхв м1кро- х тонкозернис-Т01 будови мають рхзнх роэмхри I коНф!гурацх1: в!д дрхбних /0,01-
0,5 мм/ каплепидких утворень до арсить великих /в1д декхлькох мШметр1в до 1-1,5 см/ вклвчонь та прожилков. У той же час вап-HitHi осадки, в яких вщсутш б1ту^и або вм1щупть ix у незначвдй к!лькост1, зазнали значно! та неодноразово! перекрйЬтал1зац11, про що свхдчить н&явнхсть в них безкольорових, майже прозорих аутигенких г*шералгв II i III генерац1й Ж.Р.Чепиков и др. ,1982/.
В горючих сланиях доиамкового горизонту на поверхн! наша-рування вхдзначаються примазки в'язкого бхтуму. В окремих лшфах б1тум займае 80 % iioro площг. Частина зразкхв породи вмгщуе значну к1льк1сть твердого бхтуму та включень сульф1Д1В /хприту, сфалериту, халькоп1риту, арсеноп!риту, та сидериту/. Характерною
I
особлив! стю складу ОР е збагаченхсть хлороформового б1тумо!ду смолисто-асфальтеновими компонентами /30-57 % асфальтешв, 30-4056 смол/. Вуглеводнх займапть незначну долю /до 25 %/ б1тумо1ду, в яких переважае ароматика пол!цикд!чно1 будови /С.Г.Неручев и др., 1986/. Такий груповий склад б1тумохдхв обумовлений процесами окисления i бходеградаци нафтових вуглеводахв, як! поступали в дошл осадки в npoueci седиментогенезу i разом з б1огенною масою морського басейну формували специфхчниЯ склад 0Р доман!кових вхд-.клад1в.
Доман1К1ти Прип'ятського прогину. Актив1зац1я вулкашчних npoueciв i соляного тектогенезу зумовливала руйнування окремих п1дсольових i М1жсольових покладiв вуглеводопв, внаслхдок чого значка 1х частина разом э идротермальними флюхдами роз'вантажува-лась у морському 6aceftHi. Нагромадяуючись у депрес1йних Д1лянках, вони приймали участь в утвореннх осадив, збагачених бхтум1нозни-ми та рудогенними компонентами. Саме у межах поля б!тум1нозних в1дкладхв знаходиться ti солянокуполып структури, в яких В1дзна-чаються залишки окиглених нафт /Ь.Й.Маевський, 1991/. Ритм1чн1еть актив1зацй' галок!незу сприяла утвюренню р1знох к!лькост1 6ifywi-
одних горизонтов, в яких Втст ОР (Погенного 1 нафгового тип:в
хосягае 15-20 % х бьчьше. Бхтуми, окр1м розсхяног форми, утворю-
яь плхвки, примазки, натгки I видхлення нашврхдких I твердих
Итум!в /мальт, аг^ьтхв, асфальтст1в, керитхв, тощо/ як на пло-
фшах наварування» так I врерединх б1тум1нозних вхдкладхв. В аС1>-
[]1вц11 э 61 тунами знаходяться нер1ДК0 сульфгди. До плэщин наша. - - ■ > * рування часто приурочена кальцитова та кремнеземиста мгнералхза-
цхя. У пхдошвг б1тумхнозних товщ у зонах розвитку розломгв спосте-
р1гаеться локалхзацхя органогенних забудов. В остантх вхдэнача-
вться присуттсть, поряд з включениями бхтумхв стратиформнох мше-
рал1зацП /.¿Гл. , Р& та 1н.//П.Ф.Ажгиревич, 1978/, цо ваазуе на
одночасний винос у складх газог1дротермальм«х флю!дхв 0!тум!ноз-
НИ* X рудогенних кочпоцент1в.
У хлороформовому б1тумо!Д1 хзб1тум1нозних сланцхв вм1щурться менте твердих вугхеводн1в /парафхнхв/, метано-нафтеновох та нафте-но-маноароматичнох фракц1й. Найбмьша роль у склад| бхтумо1Д1в налепить, нафтеко-арокатичним вуглеводням, цо обумовлено деграда-Ц1ею нафт в умовах водного басейну. В бхтумохдах 1э горючих слайдов, як ! в нафтах п1дсольових I мххсольових в1дкладхв /Л.Ф.Ажги-' *1 * ' • ' * ревич, К.Э.Уров,'1978/ максимум вмхсту н-алканхв припадав на
«-алканй -
Р1зна активн!сть галокхнезу е основвов причиною неэвмчаййого сарактеру розмщення покладхв нафти, нафто-б1тумхнозних проявхв га б1тум1нозних товщ у Прип'ятському пропил. Одночасно 13> зату-санням соляно-Тектонхчног актив1зац11 х поствулкашчно! ндротер-«альнох дгяльностх у верхньодевонський-ранньокям'якоЕугт.ниа ^£с Г вищезалягаючих осадових товщах прогину практично зникфгть Вхту-ш«»;эн1 вгдала^и, так як були- В1дсутнх умови для. надхОдагния ниф-гових продуктов у зодн! басейни осадконагрокадаення.
РОЗДГЛ 6. ОЦ1НКА Pali ПОРОВИХ БОД У М1ГРАЦ11 НАФТИ 13 Б1ТУМ1ЮЗНИХ ТОВЩ ТА УТВОРЕНН1 И ШКЛАД1В
Експериментальнида досл1дженнями зразкгв is свердяовин Спас IOI i Шдл1схвська-1 встановлено, що за наявност! у вихгдних породах великого вмхсту ОР /6,39 i 12,83 %/ i бгтумо1Д1в /0,21 i 0,29 % / К1льК1сть у них водорозчинено! органiки /ВРОР/ при температур: бгля 60 °С духе незначна / 0,007 i 0,017 г/л /.
Данi тонкошарово! хроматограф!í / ТШХ / свхдчать, що 6ÍTyMO iдо з водних екстракт1в представлен!, в основному, ароматикою / 32,8 í 35,8 % /, смолами /32,2 i 32,8 % /, асфальтенаыи /19,4 i 20,9 % /. Иетано-нафтенов1 вуглеводап складають незначну частину /10,4 i 16,1 % /. Мас-спектрометричн! досл1дження метано-нафтено-Boi фракцт1 пГсля проведения ТШХ свхдчать, що водорозчинений 6i-тумохд збагачений moho-, (Si-, три-, i тетрадиюпчними нафтенови-ми вуглеводнями /37,5 i 55,7 % /, а метанов! вуглеводцх складають всього лише 9,5 i 22,5 %■. ВРОР аначно, збагачен1 ырковмхщуючими сполуками: меркаптана»«, бенз- i Д1бензт10фенами, суиарна к!ль-KicTb яких схладае 3,9 i 12,5 % що не характерно для карпатськц; нафт.
У бензиновхй фракцхх досл1даених нафт на вхдихну вхд ВРОР перевадрають метановх /54,1-57,7 % / i Мафтеновх /31,4-34,9 %./ вуглеводм. TeoxiMiuHX показники П/Ф i П+Ф/н hCj^ водних бхтхмохдхв i нафт характеризуються дещо рхзними величинами. Так для водного б1тумо!ду вказанг показники зхдпов'|дно для'Спасько! длощ! складарть 1,9 i 1,8 i для Шдглсхвсько! - 1,5 i 0,2. Для нафт воки змхншться у межах 2,6-3,4 i 0,4-0,9. Деяка аналогия мхи окрем^ хроматограмами алкашв нафт i б1тумо!д1В водного ni-ролхзату покснюсться участю нафтових продукт1В у формуванн1 6ÍTy-мхнознмх тозл мек!Л1Тово1 cbíth, що пхдтверджуеться детальним
складу хлороформового б1тумо!ду високоб!тум!нозних по-
р!д. На осод! эм!ни по розр!эу пористостх, к!лькост! вит!снено! при ущгльненн! глин води i максимально мохлйво! ВРОР, щр виноси-лась в I м3 води, тдгаховано поиблиэну к!льк!сть ВРОР /10,76 зс left т /, як: могли витягнутися поровими водами а глинистих nopifl mshíaítobo! св!ти. Ця величина наст1дьки мета» bía уже роэвхданих запас i в нзфти в Перед*арпатс ькоцу прогин!, що не можо бути i мови про формования вхдомих нафтових родовщ за рахунок ЕРОР х лате-ральнох uirpaijii в доорогенний етап розвитку Карпатського рег!ону.
Наведен! експериментальн! дан! уэгодхуються а в!адов1дними досл!дженнями дхтолог!чного аналогу менШтово'/ сзгти - nopifl бахен!всько2 св!ти Зах!дного Снбхру /С.Г.Шведове и др.,1966/, а також б!тум!нозних майкопських i аптських в!дкладхв Центрального Паредкавказзя /И.Г.Киссин и др»,1968/.
Результат» експеримент1в св!дчать, що кткхсть i склад OP, якi переходять у всдний розчин, запевать в!д температуря та складу розчтйв. Загальний bmíct Сорг в д!ацазонг температур в!д 20 до 150 °С змхнюеться в незначшй Mipi. При пгдвадею« темпера-гури feifl 150 0 до 200 °С спостер!гаеярься зб!льшення Сорг у ви-гяпсах э маРкопсько! бхтумгнозног глийи. В термобаричних умовах f 20-200 °С i 0,1-7,89 МПа / bmíct ВРОР !э менхлхтоьнх пор!д складе в!д 0,025 до 0,098 г/л /В.В.Колодий и др. ,1991/. Однак, в >»062 г/л ВРОР вмхст хлороформового вуглецв складке т!льки 1,003 г/л , або 5,8 % .
Результати експериментхв дають п!дставу вважати, що форцу-аиня поклад1В нафти внаслхдок íx мхграцп у водорозчиненому ста-i Í3 6iTyMiH03HHx в!дкладхв може вхдбуватись тхльки.при йисоких > 200-250 °С / температурах.
Р03Д1Л 7. ОСОБЛИВОCTl 40РЮВАННЯ I РОЗТАШУВАННЯ П0КДАД1В НАМИ В PETlOHAX ПОШИРЕННЯ КРШШСЗИХ Б1ТУЫ1Н03НИХ тощ
Передкарпатська нафтогазоносна область. Для э'ясування джерел походження нафги i особяивостей форыування И поклад1В Запропонованх pisHi Г1потези, як! викладен1 в працях Г.Ю. Бойка, 1.В. Висоцького, В.В. Глушка, Г. Н. До ленка, В.О.Крапшина, D.3.Kpj ського, Р.М.Новосилецького, В.Б.Порфгр'ева, О.М.Снарськсго, П.Ф. Шпака та ih. При цьому часто утворення покладхв нафти пов'язу -еться з наявн1стю високоб!тушнозних товщ менШтово! cbith.Oa -нак детальними дослхдженняки з використанням газор1динног хрома -тографП, 1нфрачервоно1 i елеКГронно1 спектроскоп!! виявлено ic-тотну рхзницю у склад! бгтумогдгв i3 порхд менШтово! св!ти i нафт Передкарпаття /Б.И.Мае^ский й др., 1989,1992/. Встановлена генётична спорхдненхсть нафт та попутних газ is у незалежност! вхд fx стратиграф!чно! приуроченостх та глибини залягання /Б.И.Паев ский, В.Л.Плужникова, 1986; В.В.Колодий, В.К. Солодкой, 1988/.
■'.Приеутндсть у тектон1чних прожилках флгшового покриву поряд з вуглеводневими речовинами nipo6iTyMie f^uiy керит1в-антраксол!-TiB вказуе на високотемпературний /понад 200-250°С/ характер флюхдхв,що транспортували мхнеральн! i вуглеводнев! компонент« у розрхзх Передкарпатського прогину. За даними термобаррчних дос л!джень температуря гомогенгзацй' окремих газор1дких вклшень хз ешгенетичних М1нерал1в тектонхчних трицин досягають Значения S/3Q вищого кериту i3 свердловини Спас-IOI та ант pat сол!ту з свердловини Рожнят!в-12 в!дпов1дно складають -21, 34 -£3,61 %о i аналог 1чнх величинам
кериту 13 пдротер-.
мально! М1нерал1зацг1 Закарпаття.
Наявшсть хнколи Значних концентраций кислих газхв /COg,JV< у склад! вугле'водневих по клад! в на глибйнах б!льше 2 км, де ви-
ключаються окислювальнг процеси, пояснюеться 1х сумгсною мггра-цхсю у газонафтовгй сумшг з глибинних сфер Ъемно! кори. На гли-бикний характер ауглеводневих гаэ1В вказують п!двиден1 у них кон-центрацП гелт /0,01-0,02 об.56, а в окремих родовищах до 6,18 об.% водню /Р.М.Новосилецкий, Ю.И.Филяс, 1977/. У нафтах спостерхгаеться найвиший / л..Ю-4 % / серед нафт СНД вм1ст рту-Т1 /51.А.Озерова и др. ,1974/. При цьому сл1д зазнаодти5 що тхльки в Ясному пАра^енезисх з вуглеводнями в Передкарпаттх виявлена полгметалхчна игнералгзацгя. 1зотопний склад С нафт 1 хонден-сат1в ^4.П.Габинет и др. ,1990/. змхнюсться в{дпов1дно в:д -23,6 до 26,6 °/00 I В1д -25,4 до -28,2 °/00 I невгдображ.ас залеж-ностх цхд вгку вмхщуючих поргд I глибини IX залягання. Наявнгсть н4})т I конденсат1в э важким ¡зотопом /3С /вхд -23,6 до -26,0°/оо/ у верхтй частим осадового комплексу обумовлена вертикальною IX М1грац1сю 13 високотемперагурно1 зони Лередкарпатського прогину.
Геохгм1чними дослгдженнями у бензинових фракцгях 13 нафт таких родовищ як Гв1зд, Лшв, Долина I 1Нвн1чна Долина виявленг ознаки "первинних" газоконденсатгв, якг утворились у жорстких термобаричних умовах /В.Л.Плужникова, 1964/. Присутн1сть у нафтах I газоконденсатах рослинних рештюв мсзозойСбко-протерозой-ського.В1К1В /К.Р.Чепиков, А.М.Медведева, 1963; Г.Л.Шкребта,1965/ свгдчить, що джерело нафтогазоутворення знаходилось нижче кайно-зОЯськОго комплекс^ пор^д. Наслгдком сумгсног мгграц:1 вуглекис-лмх флкндхв { вуглеводтв с лросторовий взаемозв'язок лужних 1 кондексацгйних вод I покладтв кафти та газу /В.В.Колодий, 1978/. Пафгогазов! поклади характеризуетьс.я значно бглыпими ^ластовими температурами / до 20-30 °С/ в портеняшп з близько розмгцрними • непродуктивними структурами. Г'еотермхчним ¡<а рту ванн ям виявлено "затягування" гзотерм у зонах оснООНих тектонгчних порушень. .
Найбгльша штенсивнгеть проникнання глибинних /птдкорових I
корових/ флюхдхв 1 тепла, що сприяли активному катагенезу ОР та виносу вуглеводмв,мали мхсце в останнп фазу алыийського текто-генезу, коли П1Д тиском алохтонно! мае» рхзко посилились процеси прогинання 1 розколу земно! кори в основ1 Передкарпатського прогни?'. Саме з цим пердедом пов'язано формування основних покладхв вуглеводнхв, якг в просторовому в{дношенн! знаходяться над смутою "живо!" розущгльнено! верхньох мантН Л1.Е.Бойко, С.Г.Аникеев, 1 1990/ ид Внутр1шньою зоною прогину ! п1вн:чним краем Скчад частях Карпат. Не виключено, що в таких зонах внаслхдок виносу глибинних водио ! вуглеводневих спцдук може вгдбуватись неоргангчний синтез вуглеводнхв.
Вивчения прссторового росмщення запас г в нафти г конденсату I показало, що мак<ималып !х концентрацП /понад 80 % / приурочен! до площ, ях! прилягають до трьох иайб!льиих тектон1чних вузл!в • /Долинського, Надвхрнянсьхого 1 Бориславського/. У центр1 таких тектон^чних вузл!в знаходяться х кайб}льш1 родовища /Долинейке, . Бияив-Бабчинське I Борисяавсысе/, де нафтогазоноенхмь охопяое
кайбхлышй стратиграфхчний Д1апазон. Задними дистанщйних дос-
• * " ^ ' ' *
лхдаень через вказанх тектошчлх вузли пуоходять' транскарпдтськ! . лЫеаменти мант1йного.закладення 1 неотектон!чно! активности, ВДО, проявляютьзя у пхдвищенхй Тр1щинуватост1 осадового покрову.
Волго-Уральська нафтогазоносна провхнщя. Детальний аналхз геоххмшних дослхдг.ень нафт хз р1зних областей Волго-Уральоько г о реНону /С.А.Винниковский и др. ,1977; В.А.Белерова, В.И.Донцов, . 1986; Г.П.Курбский, 1987; З.В.Якубсон и др.,1977; та 1Н./ вказуе на В1дсутнхсть "специфхчностх" хх складу в розр!з! палеозойського кояйлекс^ гор|д, включаючи п1ддоман1ков1, длган1ков1 та наддоиан1-ков! вхдклади. У межах Татарськох НТО, де 37 £ БС1х эапасхв нафти Болго-Уральськох НГП б»» «цуеться у теригенних живетсько-нижньофранк-ських дослтджзнн.едц методом газорхдиннох хроматографу!
виявлена генетична спорхдненгсть чафт неэалежно вхд В1ку вм1щуы-чих порхд та глибини хх залягання. Величини числових вхднйиень н-алкан1в до хзоалкашв бенэиново! фрякцм / С&- Сд / I пристану до ф1тану в нафтах Перу: ко го Прикам'я характеризуются перев'1ж-но вуэькими ¡нтервалами значень х В1ДП0В1ДН0 складають 0,7-1,4 х 0,7-2,0 . При цьоцу спостерхгаються рхзт вар1ац1г вдх значень для нафт 1з рхзних родов;иц в одновхкових товщах. Сднорхдупсть нафт Пермського Прикам'я, Удмуртп та сумхжних раЙоЧхв БалшрП п1дтверджуеться I даними 1нфрачервонох спектроскоп !. У покладах р13Н0В1К0Вих товщ багатопласто1 л* родовищ вхдзначаються числешн випадки практично рхвного вмхсту ванадхевих порфхринтв. Основним фактором зм1ни ф1зико-х1М1чних властивостей нафт Волго-Уральськох НГП 5 процеси бходеградтп I I вторинного осхрчення. Виявленс прячу корелящйну залежтсть мхж густиною нафт I вмхстом у них за-гально! схрки /Б.Й.Маевський, О.б.Лозинський, 1994/.
Генетична спор1х>-енгсть нафт багатопластових родовищ пхд-твердяуеться однзковим вмхстом в хх водневхй частит хзотопного водню-дейтер1» /{.Б.Аширов, 1967/. Закономерна эмхна пал1Нолог1ч-них комплекс!в у нафтах по рсзр!зу показуе, що формування покла-Д1В на територп Урало-Поволжя вхдбувалось за рахунок вертикально! мхграцП вуглеводнхв. Комплекси рослинних мхкророшткхв,вхд1-лених !з нафт доман!кового горизонту,значно в!др1эняпться в!д рослинних рештк!в, видхлених 13 доманхкових порхд /И.Р.Чепиков л др.,1982/.
Наявшсть вуглепод!бних Й1тум:в типу керит1в-антраксолтв { тр!щинах ! вторинниг норожнинах гязових, гззоконденсатних та !афтових покладхв /Н.О.Гольдберг, 1975/ в.чг^уе на утворення цих !афтид!в у високотемпературних умовау Про хснування йисоко^ем-¡ературних /до 300-400 °С/ флюхдхв, як1 поступали П1Д час акти-нэацп розлом1в, св!дчать результат« денрипхтацН вторинних до-
ломтв I кальцитхв. Майже хил теплов1 аномал!!, що приурочен! до розлом1В у фундамент! або флексур в осадов1й товщ1, пов'язш гз родовищами нафти х газу. При цьому спостерхгаеться пряма за-лежнхсть мхх запасами вуглеводнхв 1 тепловими потоками /О.В.Ка-малова, 1975/. Проникнення термальних флю!д1в спричинили поруше ня г1Дрох1М1Чного режиму 1 сильний розвиток метасоматичних ЗМ1Н пор1Д. Останнх приурочен! до тектонхчних зон саме в районах наф тогазових покладхв.
Родовища нафти х газу групуються у певш системи, яК1 вид1 ляються у вигляд1 окремих реггональних зон нафтогазонакопичення Основш зони концентращ! вугдеводшв пов'язанх з бортовими уступами Камсько-Кинельсько! ¿детеми прогинхв та системами м1кро-грабенхв. Особливий вплив на характер кафгоносност: Передуральс! кого прогину спричинили взаемоп'ерес I чення глибинних розлом!в, цс Обмежують Камсько-Кинельську систему прогинхв х прослхдковуютьс; П1д формащями крайового прогин^, хз глибинними диз'юнктивами субуральського простягання Л>.Й.Цаевский, М.С.Знак 1991/. Осное нх за запасами родовища розташова«1 у вузлах перес¿чення зон нш} тогазонакопичення р1зного простягання, обмежених розривними по-рушеннями.
"Ц^внгсть скупчень б1тумхв у верхньодокембрхйських-середньс девонських товщах, як1 представляють собою залишки рхдких вуглеводнхв /Д.А.Бабич и др. ,1987/э дае П1дста$у вважати, що пробей нафтоутворення в Урало-Поволжх вхдбувал.юя ще задовго до утворе* ня б1Тум1нозних вхдкладхв доианхкового горизонту. АктиБ1защя те тошчких х флю!додинам1чних проиесгв пов'язаних з формуванням Камсм(о-К^/кельськоТ системи против та скстеми мхкрограбенхв з> мегили яодалыяу 1нтенсиф1кацш нафтоутворення /В.Й.Маевський та 1н. ,К$&/. .Ддэрелэми вуглеводнгв могли бути як ^ейсько-вендсьн рглц^^А«, якх характеризуются широким розвиткои алохтонних б1т>
ю!д1В, так I теригенн1 в!дкладисереднього I верхнього девону.
результат! порхвняння вуглеводневого складу бхтумо!д1в пор!д ¡¡ундаменту 1 нафт тз Ромапшнського родовища виявлено под1бшсть мзпод1лу в них ^опренохдних I нормальних алканхв, а також вугле-зоднхв гопанового ядра Д.Г.Бурова и др. ,1987/. Порилення тектоно-лшдальних процес1в альпхйського часу обумовило переформування I руйнування палеозойськчх покладтв вуглеводшв та винос !х знач-Ю1 частини у приповерхневх умови.
Прип'ятська1 .нафтогазоносна область. До основних нафтопро-^куючих 1 одночасно нафтогазоносних товщ у рехчонх часто вхдно-:ять б1тумпюзн1 вхдклади верхнього девону. Проне, числент дан1 /Л.В.Кудельський, К.И.Лукашев, 1974/ вкаэують на те, що формуван-ня поклгуцв нафти у Прип'ятському прогиш можна поясните тхльки ве^тикальним перемещениям продуктгв термолгзу ОР у складг гомогенно! гаэоргдинно! сумш1 по зонах тектошчних порушень.
Детольний аналхз глибинних проб кафти показав, що !х фгзико-(С1м!чн1 властивост1 зумовлюються глибиноп залягання незалежно вхд :тратиграф1чно! приуроченностг /Л.А.Рудченко и др.,1985/. У роз-0131 осадового чохла не спостерхгаеться законом1рних змш значень 7еох1м1чних псказникгв, як1 би свтдчили про ргзнг джерела утворен-1Я нафт пгдсольових I мгжсольових вхдкладхв. Величина вхдношення «етану до важких його гомолог1в також не залежить вгд вгку вмг-уючих нафтов1 поклади в}дкладхв. Середн1 значения вхдношення юрмаль^их бутану г пентану до !х 1зомергв практично ргвнг для ю£ладхв тдсольових I м1жсольов«х в1дклад1в. Характер эмгнн зна-1ень сп!вв1дношень алкан1в нормально! та розгалужено! будови доз-юляб зробити висновсж, що р1зноман1тн1сть нафт та газ1В обумов-ена ргзним перетворенням однаково! за складом генети'чно'едино! афтогазово! сум1Ш1.
Шдтвердженням вертикально! мтграгй! нафт Прип'ятського про-
гину e ноявнхсть у них спор i акрхтарх середаьодевонського та д девонського Bifcio /A.M.Синичке, и др. ,1980/. Спектральными дослг, женнями виявлено, що породи у зонах диэ 'юнктивнох порушеностх вмхщують Со, Ып., Си., Ж, Сг та iHmi мхкроелементи в П1дви-н(ен1й к1лькост1 в nopiвнянвд з непорущеними д[лянками. У нафтов] дглянц1 пласту пгдвищений bmict м1кроелемент1в приурочений саме до проникливих пропластк1в /Р.П.Иванов, 1983/. Яри цьому контурх води нафтових родовищ за 1зотопним складом Si) i s*o ICTOTHOl ву^зняються В1д вод "нормального" фону водоносних комплексе.
Найбгльш давня фаза нафтоутворення пов'язана з геодинамхчно обстановкою. деструкцП та розтягування земно! кори /п1знхй фран-фамен/ п1д чао формування 11рип 'ятського палеорифту /Р.Г.Гарехрсий А.В.Кудельский, Р.Е.Айзберг и др.,1988, 1989/. Методом roMoreHi-зац11 газорхдинних включень i? еп1генетичних м1нерал1В з р1зних ГоризонтIB девону виявлено /В.В.Панов, 1974, 1975/, що.девонеьк! В1дклади пер1одично nporpiвались до 300-380 °С. Перемещения висо-котемпературних флюхдгв сприяли термодеструкцп OP. i формувалню покладхв вуглеводнхв. Шслядевонському часу властиво згасання ih-тенсивност1 теплових потокхв.
Внаслхдок наростання 1нтенсивност1 соляного тектогенезу в ( *
К1НЦ1 девону В1дбувалося переформування первиняих пхдсольових покладхв та винос нафти у солянх масиви i мхжсольовх та надсольо-Bi Девонськ1 вi,-услади. Б1льш ективний солянокупольний тектегенез у централь»:хй та пхвденнхй частинах прогину сприяв гнтенсивному руйнуваюп яоклад1в вуглеводнхв /А.И.Богомолов и др. ,1975; Б.И. Маевский, 1991/.
б1льи.1сть покладхв нафти Прип'ятського прогину прилягае до зон перее4чення субшротних i субмеридхональних розломхв, якх слу жили .каналам/, для розгрузки флкпдгв /М.А.Рынский 1979, 1969/. На ¿пг&гопластових редовищах, до яких лриуроченх ссковнг запаси
нафти, дхлянки локал!зац11 покращених колекторських властивос-тей у мгсольових I шдсольових вхдкладах епшгадапть у план!, що обумовлено едчною-системою ца'скр!зних трхвртнуватих зон. У зонах тргщиноватостг I г^сдргблення в1дзначаеться ! пгдвищена б!-тум!нозн!сть порхд фундаменту. Вуглеводневий склад б!тумо1дхв пор^д фундаменту мае певнх ознаки под!бност! з вуглеводневим складом нафт /В.Г.Бурова и др.,1987/.
Р03Д1Л 8. 'ПЕРСПЕКТИВИ НАФТ0ГА30Н0СН0СТ1 ГЛИБОКОЗАНУРШИХ Г0РИ30НТ1В У РЕИОНАХ Р03П0ВСЭД8ЕННЯ КРЕМЕШСТИХ £1ГУЫ1Н03НИХ Т0В1Ц
У зв'яэяу э високою розв1дан!стю вказаних рег10нхв на гли-бинах до 4-5 км одолею 13 основних задач приросту промислових запасгв вуглеводопв ев!дкриття.нових поклад!в, пов'язаних з гли-бокозануреними горизонтами. Появились нов1 дан!, як! доэволяють розширити температурний интервал гснування рдоих вуглеводн!в як в розс!яноцу, так I в концентровансму стан! /1».С. Ргхсе, 1981, 1982; Г.Г.Вахитов И др. ,1980/;
Детально геоххм1чне чивчення втдкладхв, як1 розкрит! над-глибокими свердловинами в США /Джакобс-1, 7544 м; Берта-Роджерс-1, 9525 м; Мак-Нейр-1, 6905 м/ показало, що в !нте{;вал1 температур в!д 220 до 296 °С ! ступени катагенезу АК^у породах мезозою та палеозою виявлено високий вм!ст високомолекулярних / С^ / ву-глеводневих компонент1в. Поклади нафти на великих глибинах вияв-ленх в таких температурних /186-230 °С / умовах, при яких вони зг!дно хснупчих погляд1в не повиннг були Си !снувати внасл!док процес1в деструкцп.
Термодигемпчна стгйкгсть високомолекулярних вуглевод^гв при температурах до 300 °С дгстала пгдтвердження в лабораторних умовах /А.А.Петров, 1984/. Саме при температурах вище 250-300 °С, як В1домо /Й.В.Колодий, 1978; А.В.Кудэльский, 1982 та ш./» зна-
-tiio покращуються процеси первиннох мхграцН нафтових вуглевод-híb í3 нафтоматеринських порхд. Щгруючи у верхш частини осадо-вого басейну газоргдинна система диференщюеться на шляхах мх-граци, внасл1док чого тникае в1дпов1дна вертикальна зональнхсч нафтогааоносностх.
Основною умовою концентрат! вуглеводнхв у промислових масштабах с активний тектоно-флюхдодинамхчний режим, який забезпе-чуе íx транспортуваиня i эд1йснюе вивхльнення порового i тр i ванного npocTopiB для формування в них поклад1в. Тому найб1льш1 ро-довища вуглеводнхв, як правило, приурочен! до площ, якi приля-гають до дхлянок взаемоперес iчення глибинних розлом1в. Характер локал1зац(1 покчадгв у pospiíw не залежить В1д стратиграф1 чного эалягання кремешстих б1тум1Нозиих товщ.
У Передкарпатському прогин!, що характеризуеться серед дос-лхджених períoHÍe найб1льшими погужнгстю осадового комплексу по» ргд i температурними умовами, промислов1 поклади нафти практично зосереджеш на глибинах менше 5 км, де пластов i темрвратури не перевгцують 120 °С. В 1нтервал1 глибин 5-7 км, де пластов! тем-ператури досягають 170 °С, в окремих свордловинах виявлен! при-пливи нафти та 1нтенси8н1 нафтогазопрояви. Значкий приплив нафти до 500т/доб, як в1Домо, одержано з глибини 6200" м гз живетських вашшкхв доалыпйського фундаменту румунського Передкарпаття,
Эрпхоруючи наведенг даю, а також виходячя Í3 результатig мжералотермоЗаричних i геоххмхччих досл/джень можна вважати, що поклади нафти в йередкарпатському прогин1 можуть бути в!дкритх р глибини 8,5-9 км. В1дсугнхсть законом!рних змш значень генетич-ичк по1>'азнмг<хв нафт незалежно ргд глибини íx залягання вказуе на те, щр в Глибокозанурених горизонтах /5-8 км/ можуть бути поклади нафт, аналогхчних за складом тим, що залягають рт верхнхх структурно-тектонгчлих ярусах / Б.Я.Маевский и др., 1990 /.
Нижче гдМэин 8,5-9 км 1э збгльшенням пластових температур з 220 до 360 °С внаслхдок поступозо! деструкуп нафтових компоненте повинно в5 дбуватись 'замхщеиня нафтових I газонафтових по-клад1в нафтогазовими, газоконденсатними скупченнями, якг на гли-бинах нижче 14 км змгкюпться метановики. Спгввгдколекнп в докладах М1ж р1дкими I газопод1бнини вуглеводнями, кр!м зародкового IX вм1сту/буде залежати втд екрануючих властивостбй п#кришок,
ПершочертойI напрямки пощук1в нафти I газу антикл^нальних I неантикл дальних тип:в у Передкарпатському регчон! на глибинах доступних бур^нню, необх^дно аосередити на площад, якг приляга-ють до вуэлгв перетину глибиннах розломхв, що обмежуготь смугу грав1тащ Иного Ы1нхмуму>1 транскарпатських диз'юнктив1в та лше-аменпв. Рекомендуеться бургння параметркчних свердловин глиби-ною 8 км у Бориславському, Долинеькоцу та НадвIдчянському нафто-промислових районах, де прггноэуеться в1Дкриття нових перепек-' тивних.на нафту I гач об'ектхв у насунут'их В1дкладах палеогену або мезозой автохтонно! основи. Кргм цього в межах Долинського -1Нвн1чно-Долинського родовлщ необххдно пробурити свердловину гли-биною 6,5 км з метою пошукгв покладтв вуглеводигв у палеогенових вхдкладах окремо! складки другого ярусу структур /Ъ.Й.Ыаевськчй та 1н.,1993/.
3 метою подальшо! оцтнки перспектив нафтогаэоносностI мезо-зойських в1дкладхв автохтону Покутсьяо-Буковинських Карпат необ-х1„хо розпочати бурхння параметркчних свердловин глибиною до 6,5км на Яблуницькгй I ПутильсьК1й структурах, з яких перша знаходиться безпосередньо в полт вз'асмоперетину транскарпатського Черемошсько-го глибинного розлому 1з смугою Верховинсько-Б1лочеремошсь(уго грав!тац1йного хишмуму.
До перспективних для попук1н гпибокозалягаючих покладгв наф-ти I газу вхдносяться 1 пастки, розмгщет в межах або поблияу
Старосамбгрського, а такс ж Космач-Локутського I Свобода-Рунхур-ського нафтових родовищ, що розташован1 в менш виражених текто-нхчних вузлах.
Прогноэне положения хзотёрми 220 °С у Передкарпатському пр гинх знаходиться дещр никче глибини рекомендованих надглибоких с®;рдловин, що дае лхдставу очЫувати вхдкриття ними поклад! в нафти.
ВИСНОВКИ
У дисертац11 зроблено теоретичне узагальнення з актуально! науковох проблеми в облает! геолог!! нафти ! газу - нафтсгазонос ноет! глибокозанурених горизонтов у рег!онах поширення кременис-тих б!тум!нозних товщ, що мае важливе народногосподарське значения, оск!льКи в!дкривас нов! мохливост! нарощування запасов нафти та газу. На прикладах Передкарпатського, Волго-Уральського I.Прип'ятськйго регшив, як! хадастеризуоться р!зним геотекто-н!чним розвитком, в1дтворена ролб тектоно-геодинамхчних ! геох!-М1чних факторов в утворенн! кременистих б!тумхнйзних товц та в формуванн! !х нефтегазоносное«. Нз. пхдетавг теоретичних ! експе . риментальних досл!джень, узагальнення та аналхзу численного л!-тературного матер1ал1В зроблено наступн1 висновки. .
1. ГИд час тектоно-магматично! актив!зац!! в басейни седиме тац!! в склад! кременистих гхдротермальних флв!д!в поступали р1з номсгаморфхзован! вуглець х водень вмхщуюч' сполуки, як! порл^
з бхогенними, теригенними та !ншими компонентами водних середо-вищ приймали участь у формуванн! кременистих б!тумтоэних товщ.
2. У г1Дротермальнкх розчинах кремнезем в!д!грас роль носIя рудчих елементгв I бхтум!нозних речовин, утвориочи з ними р!знх #еталоорганокременист1 комплекси. Склад органхчних речовин зале-т.'.'.гь в:д терчобаричних умов г!дротермальних систем.
3. Особливостх седимзнтогенезу кременистих бгту.чшозних то'в
юделиоться е лабораториях умовах.
4. В низькотемпературиих умовах /до 200 "С / поров! води не «ожуть забеэпечитм Mirpaqio нафти ia кременистих бхтумхнозиих говщ у масштабах, необххдних для формування ir поклад)в.
5. Нафти в конному ia вивчених нафтогазоносних perioHÍB, не-залежно в!д íx стратигр&фЬшо! приуроченостх та глибини заляган-ня, генетично спор!днеш. Локал1зац1я нафтових по^пзд/у у розрт-зах нафтогазоносних perioHÍB не залежить вхд стратиграфх чного р1в-ня знаходження кременистих бхтум1нозних вхдкладхв. Осташ« у гео-температурних умовах 1х залягання вхдносяться тиьки до акумулкю-чих вуглеводнев1 системи товщ.
6..У глибокозанурених горизонтах а геотемпературиими умовами до 360 °С можливе вхдкриття покладхв рхдких вуглеводн i в, що дозволяв эначно розширити перспектили промисловох нафтогазоносностг осадових басейнгв.
7. Найб1лып перспективными напрямками нофтогазопошукових ро-6ÍT у глибокозанурених горизонтах Передкарпатськох нафтогазопоено! облает! е площ1, якх прилягають до Micm» взасмоперетину гли-бинних розломхв, що обмежують смугу гравхтащйного MiHiMyMy^i траискарпатських диз 'юнктив1в та лшеаментхв. Сане тут рекомся-дусться- бурения ряду параметричних свердловин глибиною 6,5 i 8 км.
0CHÓBH1 РОБОТИ ПО ТЯМ1 ДИСЕРГАЦН:
1. Геологическое строение к нефтегазоносность Струтинского месторождения / Н.Н.Гуйька, Л.А.Д>датрук, Б.И.Маевский, В.Т.Сков-
ронский // Нефт. и гд^.' пром-сть.- 1970.- № 6.- С. 5-6.
«
2. Маевский Б.И. Роль кремнийорганичееких соединений ^ фор- ■ иировании высокоуглеродистых и 5ит>ганозных толщ // Геол. и гео-ким. горючих ископаемых.- 1982.- Вып.58.- С. 62-67.
3. Маевский Б. И. Кремнийорганические соединение как формп.
вкноса рудных и углеводородисгых веществ из недр Земли // Раз» ка и разработка нефт. и газ. месторождений. - 1983. - Bvn.20. С. 6-9.
4. Маевский Б.И., Гошовский И.Н. О результатах лабораторь го моделирования природных процессов образования битуминозно-кремнистых толщ // Разведка и разработка нефт. и газ. месторож дений. - 1984. - Вып.21. - С. 3-6.
5. Маевский Б.И. Эволюция Земли и нафтидогенез // Происхо) дение и миграция нефтк к газа. - Киев:Наук.думка,1984.- C.I05-J
6. Маевский Б.И. Геог.ого-геохимические предпосылки участи« газогидротермальных флюидов в формировании кремнистых высокоуглеродистых толщ // Природное газы Земли и их роль в формирове нии земной кору и месторождений полезных ископаемых. - Киев: 'Наук.думка, 1985.' - С. 71-80.
7. ИаевЬкий Б.И., Антонмяин О.И., Носик Л.П. Генезис кремнистых образований менилитовой свиты Восточных Карпат по данным изотопного состава кислорода // Разведка и разработка нефт. и' газ. месторождений. - 1985. - Вып. 22. - С. 10-14.
8. Маевский Б.И. Экспериментальное моделирование природного процесса седиментации высокоуглеродистых кремнистых пород // Литогенез и полезные ископаемые. - Киев:* Наук.думка, 1986. -
С. I03-II0.
i
.Маевский Б.И., Антонишин О.И. Подсадные высачивания углеводородов и цх участие в формировании горючих и битуминозных сланцев // Разведка и разработка нефт. и газ. месторождений. -1986. - Вып.23. - С. 9-13.
19 Знак М.С., Маевский Б.И., Лозинский О.Е. О влиянии зем . летрясений на герметичность ПХГ и прямые поиски залежей УВ // Ь'в^г. и газ. пром-сть. - 1986. - № I. - С. 45-46.
II. Невский Б.И., Плужкикова В.Л. Некоторые генетические
А • 43
обенности нефтей Предкарпатокого прогиба // Аспекты генетиче-:их связей нефтей и органического вещества пород.- М.:Наука, «6. - С. 92-95
12. Маевский Б.И.. Сафронова У.М. Особенности генетической 1аимосвяэи между нефтенакоплением и сланцеобраэованием в Лрипят-гом прогибе в связи с перспективами его нефтеносности // Развед-I и разработка нефт. и газ. месторождений.- 1987,- Вып.24. -
10-14.
13. Нефтегазообразование и прогноз фазового состояния уг-зводородов на больших глубинах по данным минераютермобариче-ких и геохимических исследований / Б.И.Маевский, В.Л.Плужникова, .П.Носик, Е.С.Тараканова // Условия нефтегазообразования на боль-пи глубинах. - М.¡Наука, 1988. - С. 200-206.
14. Маевский Б.И. Флшдодинамический режим в формировании и азрушении залежей нефти в зонах тектогенеза // Флюидодинамиче-кий фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов.-.: Наука, 1989. - С. 166-173.
15. Геодинамические аспекты тектоники и перспектив нефтега-зносноети Предкарпатского прогиба / Б.И.Маевский, Л.С.Мончак, .И.Гривнак и др.// Геология и геодинамика нефте—«оносных бас-айнов СССР. - М.: ВНИГНИ, 1990. - С. 109-121.
16. Геолого-геохимическое обоснование нефтегаэопоисковых 1бот в Предкарпатском прогибе / Б.И.Маевский, М.С.Знак, В.Л.Плуж-гкава, О.Б.Лозинский // Сов. геология,- 1990.- » 5.- С. 27-32.
17. Маевский Б.И. Геохимическая модель формирования и пер-[ектив нефтегазоносности поднадвиговых зон Предкарпатского про-|ба // Тектоника и нефтегазоносность поднадвиговых зон.—М.: 1ука, 1990. - С. 212-219.
18. Маевский Б.И. Использование минералотермобарических ис-едований для обоснования перспектив нефтегазоносности глубоко-
погруженных горизонтов ( на примере Предкарпатского прогиба) // Изв. ВУЗ. Нефть и газ.- 1990.- * 8. - С. 3-в.
19. Маевский Е.И. Гс-одинамические особенности нефтегазообрс зования и формирования доманикоидных толщ в Припятско-Днепровскс авлакогене // Рифтогены и полезные ископаемые,- П.: Наука,1991.-С. 79-85.
20. О происхождении углеводородных залежей в палеогеновых отложениях Предкароатья / Б.И.Наевский, В.А.Чахмахчев, Е.Р.Разума ва «др.// Сов. геология.- 1992.- # 10. - С. 9-16.
21. Маевсысий Б.Й., Рдзумова О.Р., Агафонова З.Г. Генетичш особливост( нафг I попутних газхв п!днасуву Карпат // Кафт. I га пром-сть.- 1992.- »3. - С. 7-3.
22. Геофлв1додинам1чн1 I геохгмхчш аспекти формуванни ! перспектив нафтогазоносност1 Карпатського региону / Б.Й.Маевсым! О.Ю.Лумн, Р.М.Окрапкий, СЛ.Гривнак // Нафт. ! газ. пром-сть. -1993. - * 2. - С. 6-8.
23. Напряыи нафтогазорозв1дувальних роби на Пр^гарпагм бу> ровими оргакгзацхями 1 вано-ФраНкгб ил ни ,/ Л.В.Григорчак, Б.И.Мазя-ський, Г.0.(1адва та хн. // Нафг. * газ. пром-сть. - 1993:- # 4. • С. 16-18.
24 Маевский Б.И., Шведова С.Г., Сафронова Т.П. Оценка роли подземных вод менилитовых отложений в образовании залежей нефти в Карци-ском регионе // Геол. журнал.- 1993.- * 5. - С. 104-Ц2.
. 25. Маевский Е.И., Снарокий А.Н., Берлявский В.И. Геохимиче скке показатели цикличности газонефтенакопления во Внешней зоне Иредкарпатского прогиба // Прямые методы поисков залежей нефти и газа: Т*?-з. ?<жл. Всесоюэ.науч.-техн. конф. - Ивано-Франковск, 1974. - С. 149-150.
Диденко А.З.. ?ац;;.\а Б.В., Маевский Б.И. Пх>етранственн зонлльнздть углерсдсодерж.ча'.их вещест» и минералов в гидротермаль
ос образованиях Карпатской металлогенической провинции // Мине-шогическое картирование как метод исследования "рудоносных терри->рий: Тез. докл. III ВсесОюз. ми гералог. семинара, 4-7 октября Ш г. Свердловск-Миасс, 1983. - С. 107-108.
27. Маевский Б.И., Заииха Б.В., Антонишин О.И. Влияние эндо-гнных процессов на коляекторские свойства пород в связи с поис-ами залежей нефти и газа на больших глубинах // Юллесторы нефти
газа на больших глубинах: Тез.докл. III Всесооз. конф., 1-3 фев-аля 1983 г. - И., 1983. - С. 102-104.
28. Маевский Б.И. Роль металлоорганокремнисгых комплексов в армировании высокоуглеродистых толц и связанных с ними страти-зрмных.рудных залежей // Условия образования и закономерности изменения стратиформных месторождений цветных, редких и бяаго-здных металлов: Тез. докл. I Всесоюэ. конф. Ч.Н.- Фрунзе,1985.-. 34-36. '
29. Маевский Б.й., Зациха Б.В., Носик Л.П. Углеводородсодер-' ицие включения гидротермальных минералов как показатель перепекав нефтегазоносности глубинных зон земной коры // Термобаромет-1я и геохимия рудообразуюцих флюидов . (по включениям в минералах); ;з. докл. УН Всесога. совещ. ,30 сентября-2 октлбря 1985 г.
звов. 4.1.-Львов, 1985. - С.- 177-178.
30. Маевский Б.И. Влияние тектонических процессов и поствул-щических флюидов на динамику формирования и состав Еысокоугле-(дистых толщ // Дегазация Земли и геотектоника: Тез.докл. II Все->юз. совещ., февраль 1985 г..Москва. - М.-Наука, 1986.-С.95-97.
31. О роли менилитовых отложений Предкарпатья в процессах ¡фтегазообразования / В.А.Чахмахче?, Б.И.Маевский, С.А.Пуианова " др.// Критерии и методы установления генетических связей в сис-;ме нефть-конденсат-ОВ пород и вод: Тез.докл. Всесоюэ.совещ.,. 1-20 октября 1983 г..Москва. - М., 1969.- С. 143-147.
32. Маевский Б.И. О формировании горючесланцевых толщ в надсолянокупольных структурах зон рифтогенеза // Геодинапическ! основы прогнозирования нефтегазоносности недр: Тез.докл. I Всес конф., 6-6 сентября 1988 г.- M., 1988. - 4.II. - С. 388.
33. Маевский Б.И., Знак U.C., Плужникова В.Д. Геолого-геох мичсское обоснование геодинамической модели формирования скопле иий углеводородов на примере Карпатской и Волго-Уральской нефте газоносных провинций // Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносности недр: Тез.докл. I Всесоюз.. конф., 6-8 сентябр 1988 г..- Москва,1988.- Ч.Э.- С. 636-637.
34. Диденко A.B., Маевский Б.И. Особенности минералогии, с< тава органического вещества и Армирования менилитовых толщ // Проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых запада Украинец ССР: Тез.докл. республ. конф., 2-4 октября 1969 г.,Львов.- Дьво1 1989. - T.I. - С. 66-67.
35. Практическая реализация системного подхода при оценке основных перспектив нефтегазоносности глубокопогруженНИх отложений Предкарпатского прогиба / Б.И.Млавский, Л;С.Мончак, Г.И.Гри] нак и др. // Системный подход в геологии Стеоретические и прикладные аспекты) : Тез.докл. III Всесоюз. конф. ,5-7 сентября I98i ЧЛ1.- К .1. - M., 1989. - С. I29-I3I.
36. Знак М.С., Маевский Б.И. Взаимосвязь геодинамической ж пряженности и углеводородной дегазации недрда Карпатском регионе
• Дегазация Земли и геотектоника: Тез.докл. III Всесоюз. совещ., . апрель 1991 г..Москва. - М. : Наука, 199I. - С. 57-58.
37. Тектонический контроль миграции и улавливания углеводородов (ка примере Предкарпатского прогиба " / Б.И.Маевский, Л.С Мончак, М.С.Знак, М.Д.Братусь // Дегазация Земли и геотектоника: Тез.дскл. III Взесовз. совей»., апсель 1991 г..Москва.- М.:Наука, 1991. - С. 171-172.
' 38. Маегский Б.И., Знак Ы.С. Использование геотектоническое фактора нефтегазонакопления как элемента повышения эффектив-сти поисково-до водочных работ в Предкарпатском и Предуральском аевых прогибах // Совершенств, методов поисков, разведки и араб. нефт. и газ. месторождений: Тез. докл. науч.-техн. конф./ !рм,обл. правд.BliTO нефт. и газ. пром-сти.- Пермь, 1991.- С.12-14.
39. Маевський Б.Й., Козах Л.В. Про reoxiMi4Ht особливое^ *фт i нафтових! газхв автохтону i алохтону Передкарпатського про-1ну // Тези доп. наради-сем1нару з проблем розвитку геолого-5зв1дув. i видобув. робхт у Захгдному perioHÏ УкраТни, 25-27 лис-шада 1992 р., 1вано-Франк1вськ. - 1вано-Франкгвськ, 1992,- C.I0.
40. Маевський Б.Й., Лозинський 0.6. Вивчення генетично! спо-¡(дненост! нафт Волго-Уральського региону з використанням кореля-1йно-регрес1йного аналгзу // Тези наук.-техн. конф. проф.-викл. спаду {нституту нафти i газу. 4.1.- 1вано-Франк1веьк, 1994. -.31.
ftaevsky В. I. Oeologioal-and-geoohemioal root ore of the formation of oil deposits in the regions of the silicon-bitumen rook masses spreading.
The dissertation to Achieve the geology and mineralogy doctor's degree by speciality 04.00.17 - geology, searche and prospect of oil and gas fields, Institute or the Fuel Fossils Geology and Beochemlstry оГ the NAS of the Ukraine. Lviv, 1994. It's depending the 61 scientific works containing theoretic researches of the peculsriities of silicon-bitumen rock masses formation and oil-and-gas-com.aining formation in their spreading regions. It's determined,in their bedding geoternal condinitors.this rook masses is oil-and-gas-^ooumulating only. It's based the oil-and-gas-containing perspectives of deep-dipped horizons on facts.
Ыаевский & И. Ге олого-геохимические факторы формирования месторождений нефти в регионах распространения кремнистых битуминозных тодц
Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого- минералогические наук по специальности 04.00.17 - .геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений, Ин-т геол. и геох. горюч, ископаемых HAH Украины, Львов, 1994.
'Згвдщаэтся 61 научная работа, которая содержит теоретические исследования особенностей образования кремнистых битуминозных толц и формирования яефтегазоносности в регионах их распространения. Установлено, что эти толщи в геотемпературных условиях галегания относятся только к нефтегааоаккумулируювдш. Обоснованы персвещр-вы вефгегааоносности глубокопагружанных гоулаоктой.
Ключов1 слова:
кременист! б1тушнозн1 товщ1, седимеятогенээ, нафгогаэоноснють, riaSoKof ануреш. гариаозти«. саврьекшй».
Зам. 33S тир. 10О 1/ ' , „
П1аляеа:ю по оруку о 9. OS. 9''.'Г<РМ!1Т ">SI,eW 60»В4 16roe ем -/,{?• «Р*.
В1сд1п опере г mp.il попЗграфИ ОУС, »•Дмно-ФратаХвськ, вул. Па.^1яовп1в, б.
-
Маевский, Борис Иосифович
-
доктора геолого-минералогических наук
-
Львов, 1994
-
ВАК 04.00.17
- Закономерности формирования и распространения коллекторов в битуминозных отложениях баженовской свиты для оценки перспектив нефтегазоносности западного склона Сургутского свода
- Геологическое обоснование освоения трудноизвлекаемых запасов нефти кероген-глинисто-силицитовых пород баженовской свиты района Красноленинского свода
- Геолого-геохимические условия нефтегазоносности Южно-Эмбенского поднятия и сопредельных территорий
- Геолого-геохимическая оценка нефтегазоносности территорий различной разведанности
- Геологические основы эффективного освоения и извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти
