На основі моделювання динаміки катагенезу крейдових відкладів установлено латеральну неоднорідність історії їх - нього 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 вуг - леводневих флюїдів , що спричинило формування покладів , якімістять вуглеводні різного складу та часу утворення . На першому циклі катагенезу осередок генерації був локалізований переважно у відкладах нижнього альбу (t 80-100 о С ), на другому - середнього альбу (t 100-120 о С ), на третьому - верхнього альбу (t 130-150 о С ). За певної різниці ситуацій осадконагромадження цих стратиграфічних одиниць склад і вміст у відкладах розсіяної органічної речовини були неод - наковими . Це , а також різна температура генерації , вочевидь , спричиняли спе&цифіку складу вуглеводневих флюїдів , що утворювалися на окремих циклах катагенезу . На шляхах міграції та в ході структурних перебудов відбувалося змішу - вання цих флюїдів , утворювалися мультикомпонентні системи і змінювався склад вуглеводнів .& Аргументована мож - ливість 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 заля&гаючі вище пастки . За такого характеру нафтогазонагромадження потенційні ресурси , а відповідно і перспективи нафто - газоносності регіону , можуть бути значно вищими .
On the basis of modeling the dynamics of the catagenesis of th e Creta&ceous deposits, the lateral heterogeneity of the history o f their catagenesis within the western part of the Black Sea megadepression, caused by the tectonic regime of the blocks separated by t he Golitsyn, Sulino-Tarkhankutsky, Gubkino-Donuzlavsk&y su blatitudinal faults, was established. The spatio-temporal features of the developme nt of reservoirs and migration paths of hydrocarbon fluids have been established, the predicted zones of oil and gas accumulation have been loca lized. There a&re 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 genera tion center was localized mainly in the sedim&ents of the Lower Albian (t 80-100 о С ), in the second - the Middle Albian (t 100-120 о С ), in the third - the Upper Albian (t 130-150 о С ).Given a certain difference in the situations of sedimentation of these stratigraphic units, the compo&sition and content of scattered organic matter in the sediments were diffe rent. This, as well as the different generation temperatures, obviously caused the specific composition of hydrocarbon fluids formed during individ ual cycles of catagenesis&. Along the migration pathways and during structural changes, these fluids were mixed, multicomponent systems were f ormed, and the composition of hydrocarbons changed.The possibility of th e existence of subvertical "vein" areas of oil and gas accu&mulatio n 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 po&tential resources and, consequently, the p rospects for oil and gas in the region can be much higher.
З 31.12.2014 по 01.03.2015 Наукова бібліотека читачів не обслуговує.
