Перспективи газоносності Коханівської структури в Передкарпатському прогині України
Розглянуто можливість використання абіогенної теорії походження родовищ вуглеводнів для побудови газової колони (частина верхньої мантії Землі, де генеруються, концентруються вуглеводневі гази та відбуваються їхні локальні викиди, які сприяють утворенню родовищ вуглеводнів). У Зовнішній тектоніч...
Gespeichert in:
| Datum: | 2010 |
|---|---|
| Hauptverfasser: | , |
| Format: | Artikel |
| Sprache: | Ukrainian |
| Veröffentlicht: |
Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України
2010
|
| Schriftenreihe: | Геологія і геохімія горючих копалин |
| Schlagworte: | |
| Online Zugang: | http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/59513 |
| Tags: |
Tag hinzufügen
Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
|
| Назва журналу: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Zitieren: | Перспективи газоносності Коханівської структури в Передкарпатському прогині України / В. Гулій, Г. Лепігов // Геологія і геохімія горючих копалин. — 2010. — № 3-4 (152-153). — С. 142-149. — Бібліогр.: 15 назв. — укр. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| id |
irk-123456789-59513 |
|---|---|
| record_format |
dspace |
| spelling |
irk-123456789-595132014-04-09T03:01:58Z Перспективи газоносності Коханівської структури в Передкарпатському прогині України Гулій, В. Лепігов, Г. Дискусії Розглянуто можливість використання абіогенної теорії походження родовищ вуглеводнів для побудови газової колони (частина верхньої мантії Землі, де генеруються, концентруються вуглеводневі гази та відбуваються їхні локальні викиди, які сприяють утворенню родовищ вуглеводнів). У Зовнішній тектонічній зоні Передкарпатського прогину докайнозойських порід виділено Коханівську кільцеву структуру, у межах якої ймовірне виявлення родовищ газу. Last years authors of the article were developing statements of the abiogenic theory of hydrocarbons genesis. Numbers of their articles concerned the problems of hydrocarbons formation in different geological structures of Ukraine and joint regions. Basement point of the author’s version of the theory is an idea about formation of gas column during different tectonic epochs and establishing within their zones of hydrocarbons generation and concentration of hydrocarbon various phases. To create main initial aspects of the practical geological model of hydrocarbons formation and distribution of their fields, large geological structures (Donbas and Karpinskiy’s lineament) were used. According to authors’ geological models, gas column is a part of upper mantle and low levels of the Earth crust where hydrocarbon gases have been generated, concentrated and thrown out as a source of hydrocarbons fields. Vertical section of the gas column stretches from asthenospheric surface up to sedimentary sequence. It is divided into some zones with specific PT-conditions, which reflect formation of different hydrocarbons phases. Gas field and its halo, which is located in upper part, are two main components of the gas column. Authors established system of geological, geophysical, geochemical and isotopic marks to determine depth of the various zones and to estimate composition of their hydrocarbons. Noted statements of the abiogenic theory of hydrocarbon field genesis are discussed in this paper as well as creation of the gas column for the Inner tectonic zone of the Carpathian Foredeep. Authors established gas column within the Kokhanivka rim structure, which is located in the depression. Seismic and thermometry data and information on structure and gas distribution within sedimentary sequence are involved for this purpose. To determine the gas column of the Kokhanivka structure, depths of marks, limiting zones of formation and concentration of gas, main features of the sedimentary sequence, which contain characteristic of the halo, distribution of oil and gas within the halo, have been used. As a result of this investigation, the Kokhanivka rim structure is established, where possibly large gas field is located in sequence of the PreMesozoic rocks. Most possible the gas field is connected to upper part of the Jurassic rocks in centre of the structure, where fluid proof Sarmatian horizon is developed. Gas-bearing horizon can be related here to carbonate-terrigenous sediments of the Upper Jurassic, and to similar Silurian sediments at Poland. Thickness of the gas-bearing sequence is up to 500 m. Probably, within Kokhanivka structure we can meet not only main gas field, but a number of others also, joint to it, at the depths of 2000–3500 m. 2010 Article Перспективи газоносності Коханівської структури в Передкарпатському прогині України / В. Гулій, Г. Лепігов // Геологія і геохімія горючих копалин. — 2010. — № 3-4 (152-153). — С. 142-149. — Бібліогр.: 15 назв. — укр. 0869-0774 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/59513 553.982.061.33 uk Геологія і геохімія горючих копалин Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України |
| institution |
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| collection |
DSpace DC |
| language |
Ukrainian |
| topic |
Дискусії Дискусії |
| spellingShingle |
Дискусії Дискусії Гулій, В. Лепігов, Г. Перспективи газоносності Коханівської структури в Передкарпатському прогині України Геологія і геохімія горючих копалин |
| description |
Розглянуто можливість використання абіогенної теорії походження родовищ
вуглеводнів для побудови газової колони (частина верхньої мантії Землі, де генеруються, концентруються вуглеводневі гази та відбуваються їхні локальні викиди,
які сприяють утворенню родовищ вуглеводнів). У Зовнішній тектонічній зоні Передкарпатського прогину докайнозойських порід виділено Коханівську кільцеву структуру, у межах якої ймовірне виявлення родовищ газу. |
| format |
Article |
| author |
Гулій, В. Лепігов, Г. |
| author_facet |
Гулій, В. Лепігов, Г. |
| author_sort |
Гулій, В. |
| title |
Перспективи газоносності Коханівської структури в Передкарпатському прогині України |
| title_short |
Перспективи газоносності Коханівської структури в Передкарпатському прогині України |
| title_full |
Перспективи газоносності Коханівської структури в Передкарпатському прогині України |
| title_fullStr |
Перспективи газоносності Коханівської структури в Передкарпатському прогині України |
| title_full_unstemmed |
Перспективи газоносності Коханівської структури в Передкарпатському прогині України |
| title_sort |
перспективи газоносності коханівської структури в передкарпатському прогині україни |
| publisher |
Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України |
| publishDate |
2010 |
| topic_facet |
Дискусії |
| url |
http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/59513 |
| citation_txt |
Перспективи газоносності Коханівської структури в Передкарпатському прогині України / В. Гулій, Г. Лепігов // Геологія і геохімія горючих копалин. — 2010. — № 3-4 (152-153). — С. 142-149. — Бібліогр.: 15 назв. — укр. |
| series |
Геологія і геохімія горючих копалин |
| work_keys_str_mv |
AT gulíjv perspektivigazonosnostíkohanívsʹkoístrukturivperedkarpatsʹkomuproginíukraíni AT lepígovg perspektivigazonosnostíkohanívsʹkoístrukturivperedkarpatsʹkomuproginíukraíni |
| first_indexed |
2025-07-05T10:42:58Z |
| last_indexed |
2025-07-05T10:42:58Z |
| _version_ |
1836803349580611584 |
| fulltext |
142
© Василь Гулій, Гліб Лепігов, 2010
ISSN 0869-0774. Геологія і геохімія горючих копалин. 2010. № 3–4 (152–153)
Дискусії
УДК 553.982.061.33
Василь ГУЛІЙ1, Гліб ЛЕПІГОВ2
ПЕРСПЕКТИВИ ГАЗОНОСНОСТІ КОХАНІВСЬКОЇ СТРУКТУРИ
В ПЕРЕдКАРПАТСЬКОМУ ПРОГИНІ УКРАЇНИ
1Київський національний університет ім. Тараса Шевченка, Київ,
e-mail: vgul@ukr.net
2Український державний геологорозвідувальний інститут, Київ
Розглянуто можливість використання абіогенної теорії походження родовищ
вуглеводнів для побудови газової колони (частина верхньої мантії Землі, де гене-
руються, концентруються вуглеводневі гази та відбуваються їхні локальні викиди,
які сприяють утворенню родовищ вуглеводнів). У Зовнішній тектонічній зоні Перед-
карпатського прогину докайнозойських порід виділено Коханівську кільцеву струк-
туру, у межах якої ймовірне виявлення родовищ газу.
Ключові слова: Передкарпатський прогин, Коханівська структура, газова колона,
родовища газу, абіогенна теорія походження вуглеводнів.
Вступ. Положення теорії абіогенної генези вуглеводнів автори статті
розвивали в низці робіт (Лепігов і ін., 20081; Лепігов і ін., 20091; Лепігов, Гу-
лій, 2009), присвячених проблемам походження вуглеводнів у різних геоло-
гічних структурах України та суміжних регіонах. Основні з них – уявлення
про формування газових колон в епохи тектоногенезису і виділення в їхніх
межах зон генерації та концентрації вуглеводнів різних фаз, розробляли на
прикладі крупних геологічних об’єктів – регіону Донбасу та рифтогенних
структур – лінеамента Карпінського. Як і слід було очікувати, ці роботи
викликали дискусію на сторінках журналу “Мінеральні ресурси України”
(Лепігов і ін., 20082; Жикаляк, 2008; Лепігов і ін., 20091) і на міжнародних
симпозіумах (Лепігов і ін., 20083; Guliy et al., 2009). Певні нові положення
теорії, що базуються на результатах мінералогічних, фізико-хімічних та ізо-
топних досліджень, видалися деяким опонентам недостатньо аргументова-
ними, переважно через меншу, ніж потрібно, кількість даних для таких
крупних об’єктів, які розглядалися в наших роботах. Для підтвердження
теорії були висловлені побажання дослідити геологічні об’єкти з іншою гео-
логічною будовою і меншим віковим діапазоном утворення родовищ. Вра-
ховуючи це, автори статті вибрали новий район для досліджень – Зовніш-
ню зону Передкарпатського прогину з газовими і нафтовими родовищами.
Досліджували площу розвитку ймовірної газової колони, типові риси якої
описано раніше (Лепігов і ін., 20092).
143
Особливості геологічної будови Зовнішньої зони Передкарпатсько-
го прогину. Прогин поділяється на дві структурно-тектонічні зони: Внут-
рішню (Бориславсько-Покутську) і Зовнішню (Більче-Волицьку). У першій
зосереджені нафтові родовища, у другій – газові (рис. 1) (Карпатська…,
2004). Від древньої Східноєвропейської платформи прогин відділяється
системою розломів. По найбільшому скиду (у межах України – Городоць-
кому) палеозойські та мезозойські відклади Зовнішньої зони занурені на
1500–2000 м відносно платформного уступу. Внутрішня зона прогину насу-
нена на Зовнішню (Стебницький насув), а на неї насунена Скибова зона
Складчастих Карпат, що відділяються по Береговому насуву.
Фундаментом прогину служать домезозойські породи рифею–девону.
На них залягають породи юрського віку (карбонатна товща), крейдово-па-
Рис. 1. Карпатська нафтогазоносна провінція і Волино-Подільська нафтогазоносна
область (Маєвський і ін., 2002):
1 – нафтові родовища; 2 – газові родовища; 3 – межі нафтогазоносних провінцій і областей;
4 – Коханівська структура. Тектонічні зони: I – Передкарпатська (А – Більче-Волицька газо-
нафтоносна зона, Б – Бориславсько-Покутська газонафтоносна зона); II – Складчастих Кар-
пат; III – Закарпатська (В, Г – Закарпатська газоносна зона); IV – Волино-Подільська. Родови-
ща (цифри на схемі): 1 – Локацьке, 2 – Великомостівське, 3 – Східнокоханівсько-Свидницьке,
4 – Хідновицьке, 5 – Рудківське, 6 – Опарське, 7 – Більче-Волицьке, 8 – Богородчанське, 9 –
Косівське, 10 – Старосамбірське, 11 – Бориславське, 12 – Північнодолинське, 13 – Волинське,
14 – Битків-Бабченське, 15 – Лопушнянське, 16 – Солотвинське, 17 – Русько-Комарівське.
144
леогеновий фліш, породи нижньонеогенових молас і розвинуті спорадично
теригенні відклади пліоцену і антропогену. Серія поперечних розломів утво-
рює в межах Передкарпатського прогину декілька крупних тектонічних бло-
ків. Характерною рисою будови розрізу прогину є розвиток відкладів міоце-
ну (бадену–сармату) потужністю до 2000 м.
Глибина залягання домезозойського фундаменту Передкарпатського про-
гину змінюється від 1500–2000 м у північно-західній частині (у межах Поль-
щі) до 2000–3000 м у центральній і 4500 м на крайньому південному сході
(Маєвський і ін., 2002). Глибинна будова масиву вивчена низкою сейсмічних
профілів КМПВ і ГСЗ в Україні і Польщі. За особливостями складу та фізич-
ними властивостями порід фундаменту зона Передкарпатського прогину нале-
жить до Галицько-Кримського рифей-тріасового палеорифту (Атлас…, 2002).
Вибір об’єкта дослідження – площі розвитку ймовірної газової ко-
лони. Як показують наші попередні дослідження (Лепігов і ін., 20092; Лепі-
гов, Гулій, 2009), при виборі об’єкта досліджень – газової колони – важливе
значення має глибина залягання астеносфери. У межах Зовнішньої зони
Передкарпатського прогину фіксуються такі глибинні структури: Львівсь-
кий мантійний діапір ультрамафітових і мафітових порід у земній корі, який
збігається з позитивним магнітним полем (до 30 нТл на висоті 40 км), діа-
метр структури досягає 200 км і частково простежується на території Поль-
щі; ізогіпси поверхні Мохо на площі мантійного діапіру знаходяться в межах
40–45 км у його центрі, а на периферії – 50–55 км; у межах мантійного діа-
піру простежується високопровідна кільцева структура, що інтерпретується
як ділянка активізації літосфери; на глибині 70–100 км передбачається осе-
редок плавлення мантійної речовини, що, імовірно, відповідає поверхні асте-
носфери (Атлас…, 2002).
У рельєфі кристалічного фундаменту мантійний діапір проявляється у
вигляді локального підняття – валоподібного уступу з глибиною залягання
фундаменту від 12 до 14 км, натомість у складчастій зоні Карпат глибина
фундаменту – 20 км. На площі цієї структури спостерігається сітка розломів
у фундаменті й осадовій товщі, більшість із яких розчленовує верхню части-
ну розрізу (відклади неогену) на низку блоків. Усі відомі на сьогодні ро-
довища вуглеводнів розташовані в зонах розломів по периметру кільцевої
структури. Теплове поле підняття характеризується невисокими значеннями
регіональних геотермічних градієнтів – до 3,5–3,7°/100 м. На глибині 8000 м
(низи осадової товщі) геотермічне поле виражене ізотермою 250 °С, у півден-
но-східній частині Зовнішньої зони – у межах 100–150 °С. Локальне підви-
щення температури встановлюється і на карті ізотермічної поверхні 150 °С
(Карпатська..., 2004), де визначається ділянка, обмежена ізобатою 4000 м.
Для подальшого аналізу окреслюється крупна кільцева структура – Ко-
ханівська (рис. 2), розташована в межах виступу у фундаменті рифтогену.
Для таких структур, як показали попередні дослідження (Лепігов, Гулій,
2009), типовими є газові родовища.
Газова колона Коханівської структури. За нашими геологічними мо-
делями, газова колона – частина верхньої мантії Землі, де генеруються, кон-
центруються вуглеводневі гази та відбуваються їхні локальні викиди, які
сприяють утворенню родовищ вуглеводнів.
145
Рис. 2. Тектонічна схема Коханівської структури.
Родовища: 1 – Свидницьке, 2 – Коханівське (з нафтою), 3 – Вижомлянське, 4 – Вишнянське,
5 – Никловицьке, 6 – Макунівське, 7 – Хідновицьке, 8 – Садковицьке, 9 – Пинянське.
Вертикальний розріз газової колони починається від поверхні астено-
сфери і закінчується в осадовій товщі. Він розділяється по глибині на зони
певними РТ-умовами, які приводять до утворення вуглеводнів різних фаз.
Відмінною рисою є основний газовий поклад та його ореол, розташовані у
верхній частині колони. Запропонована авторами система реперів, основана
на даних сейсмо- і палеометрії, дає можливість визначати глибину заляган-
ня окремих зон і прогнозувати фазовий склад скупчень вуглеводнів. Площа
покрівлі газової колони може досягати сотень – перших тисяч км2. Деталь-
ний опис схем утворення газових колон в умовах Донбасу і лінеамента Кар-
пінського наведено раніше (Лепігов і ін., 20092; Лепігов, Гулій, 2009).
146
Для побудови газової колони Коханівської структури необхідно визна-
чити (Лепігов, Гулій, 2009):
– глибини залягання реперів, які визначають зони утворення і концен-
трації газу;
– основні риси будови осадової товщі, яка буде інтерпретуватися як оре-
ол покладу глибинного газу;
– нафтогазоносність ореолу;
– припустимі параметри основного покладу.
Репери колони, визначені з наявного фактичного матеріалу:
а) поверхня астеносфери – глибина залягання приблизно 80 км від зем-
ної поверхні; припустима температура 1200 °С (Лепігов, Гулій, 2009; Кар-
патська…, 2004; Атлас..., 2002);
б) ізотерма Кюрі – покрівля осередку генерації метану; глибина 40–45 км;
температура 600 °С (Атлас..., 2002);
в) поверхня Мохо – глибина 33–35 км; температура 500 °С (Лепігов, Гу-
лій, 2009; Атлас..., 2002);
г) поверхня шару Конрада – глибина 25–28 км; температура приблизно
400 °С (Лепігов, Гулій, 2009);
ґ) поверхня кристалічного фундаменту – глибина залягання 12–14 км;
температура 300–250 °С (Карпатська…, 2004; Атлас..., 2002);
д) низи осадової товщі – покрівля палеозойських відкладів: глибина за-
лягання в межах Коханівської структури в середньому 8 км; температура
250 °С (Карпатська…, 2004);
е) поверхня донеогенових порід – глибина залягання 3–4 км, темпера-
тура 150–100 °С (Карпатська…, 2004).
Ореол газового покладу. Можна припустити, що ореол газового по-
кладу Коханівської структури представлений відкладами міоцену – пере-
шаруванням тонкозернистих пісковиків і глин, тобто чергуванням проник-
них пісковиків і флюїдоупорів. Тільки нижні шари (тираські і баденські)
містять у своєму складі мергелі, гіпси, ангідрити і туфіти, сумарна потуж-
ність яких не перевищує 150 м. Основну частину розрізу складають суттєво
глинисті відклади дашавської світи з незначними прошарками пісковиків,
потужність шарів яких не перевищує декількох метрів. У центральній час-
тині структури глинистість розрізу проявляється найбільш чітко – пісковики
в товщі становлять не більше ніж 10–20 %, тоді як на її периферії, у зоні
обмежувального крайового розлому, їхня кількість збільшується до 30–35 %.
Фізичні властивості пісковиків: відкрита пористість – 20–30, іноді до 40 %;
проникність – від 0,1 · 10-3 до 1,505 мкм2; щільність – від 2050 до 2600 кг/м3
(Карпатська…, 2004).
Нафтогазоносність ореолу. Родовища газу в межах кільцевої структури
однорідні за будовою. Вони приурочені до зближених пісковикових шарів у
відкладах міоцену (Атлас…, 1998); тип пасток – склепінні пластові, текто-
нічно екрановані. Продуктивних горизонтів, як правило, декілька. Глибини
залягання газових покладів змінюються в межах 300–2050 м, висота дося-
гає 220 м. Усі родовища газу розташовані по периметру кільцевої структури.
Склад газу – метановий. Вміст CH4 – 94,92–99,81 %, C2–C5 – до 1,5 %,
N2 – до 5,0 %, CO2 – до 1,5 %, He – менш ніж 0,01 %. Величини початково-
147
го пластового тиску – у межах 2,33–23,0 МПа, пластової температури –
291–337 К; запаси газу – від перших сотень тисяч до 15,6 млрд м3 (Пинян-
ське родовище). Нафтові поклади відомі на Коханівському і Любачівському
родовищах на глибинах 857–1210 м. Нафта важка, асфальтова, щільність –
949–1019 кг/см3, вміст сірки – 5–7 %. Вона типова для крайових зон ореолу
газової колони.
Пластові води газових родовищ в основному хлоркальцієві (за В. А. Су-
ліним (Сулин, 1948)), з мінералізацією від 8,67 до 122 г/кг. Гідрокарбонат-
но-натрієві води виявлені лише на Никловицькому родовищі, їхня мінералі-
зація становить 10,43–18,06 г/кг. Гідрогеохімічні умови структури в цілому
відрізняються: у відкладах сармату переважають води гідрокарбонатно-хло-
ридні і хлоридно-натрієві з мінералізацією до 20 г/л, причому відсутнє зако-
номірне збільшення мінералізації з глибиною. Для них характерні високі
вмісти йоду – до 140 мг/л (Карпатська…, 2004).
Низькі пластові температури газових покладів дають підстави вважати,
що вторинні зміни в породах ореолу були незначними.
Основний газовий поклад колони. Розвиток численних розривних
порушень у межах Коханівської структури, значна частина яких постміо-
ценового віку, зменшує вірогідність існування єдиного крупного газового
покладу в породах, які підстилають міоценові відклади. Його поширення
найбільш імовірне у верхах юрських порід центральної частини структури,
де зафіксована флюїдоупорна товща сармату. Газоносний горизонт може від-
повідати карбонатно-теригенній товщі верхньої юри, а на території Польщі
– таким самим за речовинним складом осадам, але силурійського віку (Кар-
патська…, 2004; Маєвський і ін., 2002; Kаrnkowski, 1993).
Потужність газоносної товщі – 500 м. Очевидно, що в межах Коханів-
ської структури слід очікувати виявлення не лише головного, центрального,
але й низки інших, прилеглих до нього покладів на глибинах 2000–3500 м.
Показовими є поклади юрського віку Любачівського родовища, у складі га-
зу яких спостерігаються підвищені концентрації N2 – до 12 % і важких
вуглеводнів – до 7–8 %. За складом ці гази подібні до покладів родовища
Гронінген (Нідерланди) (Геология…, 1973). Газові поклади характеризують-
ся високою пластовою температурою – до 392 К і початковим пластовим
тиском – 69–85 МПа (Kаrnkowski, 1993).
Порівняння параметрів основного газового покладу і концентрації газу
в ореолі дозволяють окреслити такі важливі особливості газової колони:
– різке падіння температури і тиску газових покладів в ореолі порівняно
з основним покладом;
– метановий склад газу в ореолі (“очищення” його від важких вуглевод-
нів й азоту);
– поширення незначних покладів газу в ореолі.
Висновки. В останні роки автори розвивали положення абіогенної тео-
рії походження вуглеводнів на прикладі низки крупних геологічних струк-
тур України та суміжних регіонів, використовуючи як авторську ключову
ідею теорії про формування під час тектонічних епох газової колони з ви-
діленням у ній зон генерації вуглеводнів і їхньої концентрації у вигляді
різних фаз. За авторськими геологічними моделями, вертикальний розріз
148
газової колони протягається від астеносферної поверхні до осадових гори-
зонтів: газові поклади в колоні зосереджені в її нижній частині, а первинні
і вторинні ореоли розвинуті у верхній.
Завдяки низці геологічних, геофізичних, геохімічних та ізотопних да-
них і реперів можна діагностувати газові колони та визначати відповідні
глибини різних зон генерації вуглеводнів. За такими показниками в північно-
західній частині Зовнішньої зони Передкарпаття намічається крупна, віро-
гідно газоносна структура еліпсоподібної форми, яка являє собою виступ
мантійної речовини, що проявляється в кристалічному фундаменті та оса-
довій товщі. Для неї пропонується назва “Коханівська”.
Дані сейсмо- і термометрії, а також особливості геологічної будови
структури дозволяють побудувати газову колону та визначити просторове
положення ймовірного основного газового покладу у відкладах донеогено-
вого фундаменту і його ореол у породах міоцену. Відомі на сьогодні родо-
вища газу в покладах міоцену переважно є концентраціями в ореолі.
Найбільш імовірно, що крупний газовий поклад пов’язаний з верхньою
частиною юрських порід у центрі структури, де розвинута флюїдоупорна
сарматська товща. Газоносний горизонт може відповідати карбонатно-те-
ригенній товщі верхньої юри, а на території Польщі – таким самим за ре-
човинним складом осадам, але силурійського віку. У межах Коханівської
структури слід очікувати виявлення не лише головного, центрального, але й
низки інших, прилеглих до нього покладів на глибинах 2000–3500 м.
Атлас “Глибинна будова літосфери та екології України”, м-б 1 : 500 000 /
Держгеолслужба України, Ін-т геол. наук НАН України. – К., 2002. – 54 с.
Атлас родовищ нафти і газу України : у 6 т. / Гол. ред. М. М. Іванюта. – Львів :
Центр Європи, 1998. – Т. 4 : Західний нафтогазоносний регіон. – 327 с.
Геология гигантских месторождений нефти и газа. – М. : Мир, 1973. – 439 с.
Жикаляк М. В. Чи може бути в розрізі вугленосної товщі Донбасу гігантське
газове родовище? // Мінеральні ресурси України. – 2008. – № 4. – С. 16–18.
Карпатська нафтогазоносна провінція / В. В. Колодій, Г. Ю. Бойко, Л. Е. Бой-
чевська і ін. – Львів ; Київ : ТОВ “Український Видавничий центр”, 2004. – 390 с.
Лепігов Г. Д., Гулій В. М. Нафта лінеаменту Карпінського (деякі аспекти генези-
су вуглеводнів) // Геолог України. – 2009. – № 4. – С. 38–45.
Лепігов Г. Д., Гулій В. М., Орлів С. І. До питання – чи може бути в розрізі вугле-
носної товщі Донбасу гігантське газове родовище? // Мінеральні ресурси України.
– 20091. – № 1. – С. 34–36.
Лепігов Г. Д., Гулій В. М., Цьоха О. Г. Нафтогазоносність Донбасу: глибинний
газ в антрацитовому масиві та ознаки газових колон в зонах мезо-кайнозойської
складчастості // Геолог України. – 20092. – № 1–2. – С. 64–74.
Лепігов Г. Д., Орлів С. І., Гулій В. М. Концентрація вуглеводнів в Донбасі в світі
абіогенної теорії їх генезису // Там само. – 20081. – № 3. – С. 73–79.
Лепігов Г. Д., Орлів С. І., Гулій В. М. Гігантське газове родовище в Донбасі
(теоретичні передумови існування) // Мінеральні ресурси України. – 20082. – № 3. –
С. 32–33.
Лепігов Г. Д., Орлів С. І., Гулій В. М. Геологічна модель передумов концентрації
глибинного метану у вугленосних товщах // Геотехн. механіка : міжвід. зб. наук. пр.
Ін-ту геотехн. механіки ім. М. С. Полякова НАН України. – Дніпропетровськ, 20083.
– Вип. 80. – С. 11–17.
Маєвський Б., Євдощук М., Лозинський О. Нафтогазоносні провінції світу. – К. :
Наук. думка, 2002. – 403 с.
149
Сулин В. А. Условия образования, основы классификации и состав природных
вод, в частности, вод нефтяных месторождений. Ч. 1. Образование и основы класси-
фикации природных вод. – М. : Изд-во АН СССР, 1948. – 139 с.
Guliy V. M., Lepigov G. D., Tysiachna O. M. Geological, Geochemical and Isotopic
Models of Methane Сoncentration in the Ukrainian Coal Basins // European Society for
Isotope Research : X ISOTOPE WORKSHOP (Zlotniki Lubańśkie, Poland, June 22nd–26th,
2009) : Abstract Book. – Wroclaw, 2009. – P. 97.
Kаrnkowski P. Złoża gazu ziemnego i ropy naftowej v Polsce. – Kraków, 1993. –
T. 1. – 214 s. ; T. 2. – 275 s.
Стаття надійшла
25.06.10
Vasyl GULIY, Glib LEPIGOV
PROSPECTS OF GAS-BEARING POTENTIAL FIELD
OF THE KOKHANIVKA STRUCTURE
IN THE CARPATHIAN FOREDEEP OF THE UKRAINE
Last years authors of the article were developing statements of the abiogenic theory
of hydrocarbons genesis. Numbers of their articles concerned the problems of hydrocar-
bons formation in different geological structures of Ukraine and joint regions. Basement
point of the author’s version of the theory is an idea about formation of gas column during
different tectonic epochs and establishing within their zones of hydrocarbons generation
and concentration of hydrocarbon various phases. To create main initial aspects of the
practical geological model of hydrocarbons formation and distribution of their fields, large
geological structures (Donbas and Karpinskiy’s lineament) were used.
According to authors’ geological models, gas column is a part of upper mantle and
low levels of the Earth crust where hydrocarbon gases have been generated, concentrated
and thrown out as a source of hydrocarbons fields. Vertical section of the gas column
stretches from asthenospheric surface up to sedimentary sequence. It is divided into some
zones with specific PT-conditions, which reflect formation of different hydrocarbons phas-
es. Gas field and its halo, which is located in upper part, are two main components of the
gas column. Authors established system of geological, geophysical, geochemical and iso-
topic marks to determine depth of the various zones and to estimate composition of their
hydrocarbons.
Noted statements of the abiogenic theory of hydrocarbon field genesis are discussed
in this paper as well as creation of the gas column for the Inner tectonic zone of the Car-
pathian Foredeep. Authors established gas column within the Kokhanivka rim structure,
which is located in the depression. Seismic and thermometry data and information on
structure and gas distribution within sedimentary sequence are involved for this purpose.
To determine the gas column of the Kokhanivka structure, depths of marks, limiting zones
of formation and concentration of gas, main features of the sedimentary sequence, which
contain characteristic of the halo, distribution of oil and gas within the halo, have been
used.
As a result of this investigation, the Kokhanivka rim structure is established, where
possibly large gas field is located in sequence of the PreMesozoic rocks. Most possible the
gas field is connected to upper part of the Jurassic rocks in centre of the structure, where
fluid proof Sarmatian horizon is developed. Gas-bearing horizon can be related here to
carbonate-terrigenous sediments of the Upper Jurassic, and to similar Silurian sediments
at Poland. Thickness of the gas-bearing sequence is up to 500 m. Probably, within Ko-
khanivka structure we can meet not only main gas field, but a number of others also, joint
to it, at the depths of 2000–3500 m.
|