Генерационен потенциал на скалите от българската част на тракийския басейн гергана Палакарчева

Тракийския басейн обхваща европейската част на Турция, най-североизточната част на Гърция и югоизточната част от България. Това е най-големия газоносен басейн в Турция (Huvas et al., 2007), в който са открити 3 нефтени и 17 газови находища (фиг. 1). Тези въглеводородни акумулации са свързани със структурни и стратиграфски типове капани поместени сред теригенни, турбидитни и карбонатни резервоари с олигоценска и еоценска възраст. От годините на откриване на първите находища до днес са направени множество изследвания върху скалите от седиментния комплекс в турската част на басейна. Едва в последните години, с развитието на методите, прилагани за оценка на генерационния потенциал, скалите биват подложени на по-детайлни анализи. Получените резултати от турската част на басейна са основание за поставяне на началото през 80-те години на миналия век на търсещо-проучвателни дейности за нефт и газ и в българската част. Направените изследвания на седиментния комплекс са в изключително малък обем и поради това данните за потенциалните нефтогазогенериращи наслаги са недостатъчни. Целта на настоящата разработка е предварителен анализ на потенциалните нефтогазогенериращи формации от българската част на басейна, базирайки се на минали и на съвременни изследвания, а така също и определяне на техния генерационен потенциал.

В тектонско отношение разглежданият участък е разположен в Маджаровското предпланинско понижение (фиг. 2). То се приема като младопалеогенска депресионна структура, наложена върху интензивно разломената източна част на Родопския масив (Йовчев, 1971). На юг-югоизток обаче, понижението преминава към големия нефтогазоносен Тракийски басейн в Турция и би могло да се разглежда като Северозападен борт на този басейн (Янков, 1975), врязан дълбоко в Родопския масив. На север басейна граничи с южните склонове на Сакаро-Странджанския масив, изградени от метаморфизирани седиментни наслаги. На запад-северозапад басейна се ограничава от Харманлийската моноклинала, изградена от палеозойски гранити. На юго-запад от басейна се простира високоамплитудната Ибреджекска хорст-антиклинала, изградена от скали с горноеоценска възраст и усложнена от интрузии. Тези тектонски единици са усложнени от продълговати “канали”, които вероятно са играели ролята на пътища съединяващи двете големи депресии: Източно-Тракийска – в Турция и Западно-Тракийска – на територията на България. Дебелината на палеоген-неогена на първата надхвърля 10 km. В българската част дебелината на терциерните отложения е около 1,5-2,5 km.

Като предпоставка на базата на която се предполага, че разглеждания участък е северозападен борт на големия Тракийски нефтогазоносен басейн, може да се приеме близката литологостратиграфска характеристика на скалите. При съпоставяне на седиментния пълнеж в турската част на басейна и този в българската се забелязва значителна прилика в характера на изграждащите ги скали (фиг. 3).

За да се определи типа, генетичния потенциал и степента на преобразуваност на органичното вещество (ОВ) на скалите от разглеждания участък са използвани получените данни от RockEval анализ на изследвани 27 образеца. Изборът на метода се основава на неговата експресност, точност и всеобхватност.

Прилагането на тази техника за целта на изследването дава възможност да бъдат определени следните параметри (табл. 1):

● S₁, - отчита количеството на свободните въглеводороди (ВВ) съдържащи се в скалата. По този начин се определя каква част от генерационния потенциал на нефтогазогенериращата скала е реализиран;

● S₂, - определя какво количество ВВ би могла да генерира скалата при попадането й в подходящи термобарични условия. Получените резултати показват нереализирания генерационен потенциал;

● S₃ - предоставя информация за количеството на отделения CO₂ по време на началната фаза на анализа;

При направените анализи в турската част на басейна (Huvaz et al., 2007) са индентифицирани три основни скални формации с доказани генерационни възможности. Както се вижда от фиг. 3 това са най-горната глинеста част на формация Hamitabat, тъмно сивите глини и аргилити на формация Ceylan и най-вече глините на формация Mezardere. Смята се, че формация Danisman също би имала добър генерационен потенциал в случай че попадне при подходящите термобарични условия, тъй като средните стойности на ТОС са от порядъка на 1-1,4%.

От получените резултати от изследването на скалните образци от района на българската част на Тракийския басейн могат да се направят предварителни заключения за генерационния потенциал на седиментния комплекс в този район:

● голяма част от изследваните проби показват средно до богато съдържание на ОВ. По съдържание на ОВ скалите могат да бъдат окачествени като скали с добър нефтогазогенерационен потенциал;

● втория показател (S₂), който отчита нереализирания генерационен потенциал на скалата също е с достатъчно високи стойности – jова показва, че съдържащото се в скалата ОВ има определен генетичен потенциал и осигурява генериране на ВВ;

● изследваните образци показват, че генетичния тип на съдържащото се в скалата ОВ е тип III т.е. газогенериращ;

● по показателя T_max., получените резултати дават основание да се предполага, че потенциалните нефтогазогенериращи формации от българската част на Тракийския басейн биха могли да генерират биогенен газ. В случай, че в дълбоководната част на басейна скалните комплекси аналогични на изследваните формации са попаданали в подходящите термобарични условия, то те биха могли да генерират термокаталитичен газ (Peter et al., 1994).

Дешев, Е. 1991. Геология, търсене и проучване на нефтени и газови залежи. С., Техника, 308 с.

Йовчев, Й., А. Атанасов, И. Бояджиев. 1971. Тектонски строеж на България. С., Техника.

Хант, Дж.1982. Геохимия и геология нефти и газа. М., Мир, 706 с.

Янков, Т. 1976. Доклад за геоложките резултати от проведения параметричен сондаж Р1 в Свиленградска площ. Геофонд.

Elmas, A. 2012. The Thrace basin: stratigraphic and tectonic-paleogeographic evolution of the Paleogene formation of northwest Turkey. – Intern. Geol. Review, 54, 1419-1442.

Espitalié, J., G. Deroo. 1985. La pyrolyse Rock Eval et ses applications. – Revue de l’Institut Francais du Petrole, 40, 563-579; 755-784

Peter, K. E., M. R. Cassa. 1994. Applied source rock geochemistry. – AAPG Memoir, 60, 93-120.

Hoşgörmez, H., M. N. Yalçın. 2005, Gas-source rock correlation in Thrace basin, Turkey. – Marine and Petroleum Geology, 22, 8, 901-916

Hunt, J. H. 1996. Petroleum Geochemistry and Geology. W.H. Freeman, New York, 329 p.