Геохимия газов Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь) и общие закономерности формирования зон интенсивного газонакопления
Вуглеводневий потенціал Куюмбінсько-Юрубчено-Тохомської (захід Сибірської платформи) зони зосередження велетенських нафтогазоконденсатних родовищ значною мірою визначається інтенсивним газонакопиченням, що пов`язане з різнорівневою глибинною дегазацією Землі. Про це свідчать такі особливості її гео...
Gespeichert in:
| Datum: | 2009 |
|---|---|
| Hauptverfasser: | , |
| Format: | Artikel |
| Sprache: | Russian |
| Veröffentlicht: |
Інститут геологічних наук НАН України
2009
|
| Online Zugang: | http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/12445 |
| 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: | Геохимия газов Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь) и общие закономерности формирования зон интенсивного газонакопления / А.Е. Лукин, В.В. Донцов // Геологічний журнал. — 2009. — № 3. — С. 7-17. — Бібліогр.: 17 назв. — рос. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| id |
irk-123456789-12445 |
|---|---|
| record_format |
dspace |
| spelling |
irk-123456789-124452013-02-13T02:24:48Z Геохимия газов Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь) и общие закономерности формирования зон интенсивного газонакопления Лукин, А.Е. Донцов, В.В. Вуглеводневий потенціал Куюмбінсько-Юрубчено-Тохомської (захід Сибірської платформи) зони зосередження велетенських нафтогазоконденсатних родовищ значною мірою визначається інтенсивним газонакопиченням, що пов`язане з різнорівневою глибинною дегазацією Землі. Про це свідчать такі особливості її геології, як зв'язок резервуарів величезних покладів з метасоматично доломітизованими древнішими осадовими хемобіогенними карбонатними відкладами, вичерпаність нафтоутворюючих властивостей парагенетичних їм чорних сланців у пізньому протерозої – ранньому палеозої при явних ознаках геологічно молодих (неоген – квартер) процесів формування нафтогазоконденсатних систем, широке розповсюдження у вторинних карбонатних колекторах дисперсних самороднометалічних частинок (включаючи такі оксифільні метали, як залізо, хром, цинк, алюміній та ін.), відсутність радіогенних ізотопів свинцю радіоактивних бітумів (тобто молодість процесів деасфальтизації нафт при надходженні газу в резервуар) тощо. Прямими доказами провідної ролі глибинних флюїдів у нафтогазонакопиченні в межах цієї зони, поряд з нерівноважністю процесів фазовогеохімічної диференціації і метастабільністю нафтогазоконденсатних систем, є особливості газової геохімії, зокрема характер кореляційних залежностей вуглеводневих (метан і його гомологи, включаючи їх різні ізомери) і невуглеводневих (вуглекислий газ, азот, гелій) компонентів, різко обважнений ізотопний склад вуглецю і водню СН4 і СО2. Наведені дані свідчать про залучення різних джерел на різних глибинних (термодинамічних) рівнях в єдиний потік однофазного надкритичного флюїду. Hydrocarbon potential of Kuyumbo-Yurubchen-Tokhomska Zone (western part of Siberian platform) with concentration of tremendous oil-gascondensate fields are characterized by intensive gas-accumulation connected with different-level deep Earth outgasing. This is testified by such peculiarities as: connection of hydrocarbons (mega)reservoirs with metasomatic dolomitizated the most ancient sedimentary chemobiogenetic carbonate deposits, depletion of oil-producing properties of black shales paragenetically connected with dolomites still in Late Proterozoic – Early Paleozoic in contradistinction to apparently recent (Neogene – Quartrnary) processes of oil-gascondensate systems formation and deep gas flow from bowels of the Earth, wide distribution of dispersed native-metallic particles (including such oxyphile metalls as ferrum, chromium, zinc, aluminum, ect.), absence of radiogenic isotopes of lead in highly radioactive bitumens (to put it differently, recent age of the processes of oil deasphaltization during enter of gas into reservoir), etc. The direct proofs of leading role of deep fluids in oil-gas accumulations within this zone with disequlibrium of phase-geochemical differentiation processes and metastability of oil-gascondensate systems are peculiarities of gas geochemistry, specifically the character of correlations between hydrocarbons (methan and its homologues, among them different isomers) and nonhydrocarbon (CO2, N2, He) components, abruptly increased content of heavy isotopes (13C, D) of carbon and hydrogen in CH4 and CO2. These data testify the involvation of sources at different deep (geothermodynamic) levels into the common monophase supercritical fluid flow. 2009 Article Геохимия газов Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь) и общие закономерности формирования зон интенсивного газонакопления / А.Е. Лукин, В.В. Донцов // Геологічний журнал. — 2009. — № 3. — С. 7-17. — Бібліогр.: 17 назв. — рос. 0367-4290 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/12445 553.98(571.5) ru Інститут геологічних наук НАН України |
| institution |
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| collection |
DSpace DC |
| language |
Russian |
| description |
Вуглеводневий потенціал Куюмбінсько-Юрубчено-Тохомської (захід Сибірської платформи) зони зосередження велетенських нафтогазоконденсатних родовищ значною мірою визначається інтенсивним газонакопиченням, що пов`язане з різнорівневою глибинною дегазацією Землі. Про це свідчать
такі особливості її геології, як зв'язок резервуарів величезних покладів з метасоматично доломітизованими древнішими осадовими хемобіогенними карбонатними відкладами, вичерпаність нафтоутворюючих властивостей парагенетичних їм чорних сланців у пізньому протерозої – ранньому палеозої
при явних ознаках геологічно молодих (неоген – квартер) процесів формування нафтогазоконденсатних систем, широке розповсюдження у вторинних карбонатних колекторах дисперсних самороднометалічних частинок (включаючи такі оксифільні метали, як залізо, хром, цинк, алюміній та ін.),
відсутність радіогенних ізотопів свинцю радіоактивних бітумів (тобто молодість процесів деасфальтизації нафт при надходженні газу в резервуар) тощо. Прямими доказами провідної ролі глибинних флюїдів у нафтогазонакопиченні в межах цієї зони, поряд з нерівноважністю процесів фазовогеохімічної диференціації і метастабільністю нафтогазоконденсатних систем, є особливості газової
геохімії, зокрема характер кореляційних залежностей вуглеводневих (метан і його гомологи, включаючи їх різні ізомери) і невуглеводневих (вуглекислий газ, азот, гелій) компонентів, різко обважнений ізотопний склад вуглецю і водню СН4 і СО2. Наведені дані свідчать про залучення різних джерел на різних глибинних (термодинамічних) рівнях в єдиний потік однофазного надкритичного флюїду. |
| format |
Article |
| author |
Лукин, А.Е. Донцов, В.В. |
| spellingShingle |
Лукин, А.Е. Донцов, В.В. Геохимия газов Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь) и общие закономерности формирования зон интенсивного газонакопления |
| author_facet |
Лукин, А.Е. Донцов, В.В. |
| author_sort |
Лукин, А.Е. |
| title |
Геохимия газов Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь) и общие закономерности формирования зон интенсивного газонакопления |
| title_short |
Геохимия газов Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь) и общие закономерности формирования зон интенсивного газонакопления |
| title_full |
Геохимия газов Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь) и общие закономерности формирования зон интенсивного газонакопления |
| title_fullStr |
Геохимия газов Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь) и общие закономерности формирования зон интенсивного газонакопления |
| title_full_unstemmed |
Геохимия газов Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь) и общие закономерности формирования зон интенсивного газонакопления |
| title_sort |
геохимия газов куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения (восточная сибирь) и общие закономерности формирования зон интенсивного газонакопления |
| publisher |
Інститут геологічних наук НАН України |
| publishDate |
2009 |
| url |
http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/12445 |
| citation_txt |
Геохимия газов Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь) и общие закономерности формирования зон интенсивного газонакопления / А.Е. Лукин, В.В. Донцов // Геологічний журнал. — 2009. — № 3. — С. 7-17. — Бібліогр.: 17 назв. — рос. |
| work_keys_str_mv |
AT lukinae geohimiâgazovkuûmbinskogoneftegazokondensatnogomestoroždeniâvostočnaâsibirʹiobŝiezakonomernostiformirovaniâzonintensivnogogazonakopleniâ AT doncovvv geohimiâgazovkuûmbinskogoneftegazokondensatnogomestoroždeniâvostočnaâsibirʹiobŝiezakonomernostiformirovaniâzonintensivnogogazonakopleniâ |
| first_indexed |
2025-07-02T14:33:36Z |
| last_indexed |
2025-07-02T14:33:36Z |
| _version_ |
1836546069304967168 |
| fulltext |
Изучение глубинной дегазации Земли являC
ется одной из наиболее важных задач естеC
ствознания, поскольку этот глобальный
процесс саморазвития нашей планеты, как
отмечено еще В. И. Вернадским, связан
практически со всеми основными геологиC
ческими и биологическими проблемами. ГаC
зоносность земных недр, являясь общеплаC
нетарным явлением, в то же время характеC
ризует региональные, зональные и
локальные особенности геодинамического
и флюидодинамического режима. При этом
следует учитывать приуроченность источC
ников газа к различным геосферным уровC
ням (от ядра и слоя D" до осадочной обоC
лочки включительно), характер источников
газов. Их выявление на основе геохимичесC
ких исследований необходимо для решения
теоретических и прикладных проблем нафC
тидологии и металлогении. В этом отношеC
нии наибольший интерес представляют зоC
ны (ареалы) интенсивного газонакопления в
недрах [5]. Именно к ним приурочены униC
кальные и гигантские месторождения, с коC
торыми связаны основные ресурсы газа
земных недр.
7ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2
УДК 553.98(571.5)
А. Е. Лукин, В. В. Донцов
ГЕОХИМИЯ ГАЗОВ КУЮМБИНСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ) И ОБЩИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ
ФОРМИРОВАНИЯ ЗОН ИНТЕНСИВНОГО ГАЗОНАКОПЛЕНИЯ
Вуглеводневий потенціал КуюмбінськоCЮрубченоCТохомської (захід Сибірської платформи) зони зоC
середження велетенських нафтогазоконденсатних родовищ значною мірою визначається інтенсивC
ним газонакопиченням, що пов`язане з різнорівневою глибинною дегазацією Землі. Про це свідчать
такі особливості її геології, як зв'язок резервуарів величезних покладів з метасоматично доломітизоC
ваними древнішими осадовими хемобіогенними карбонатними відкладами, вичерпаність нафтоутвоC
рюючих властивостей парагенетичних їм чорних сланців у пізньому протерозої – ранньому палеозої
при явних ознаках геологічно молодих (неоген – квартер) процесів формування нафтогазоконденсатC
них систем, широке розповсюдження у вторинних карбонатних колекторах дисперсних самородноC
металічних частинок (включаючи такі оксифільні метали, як залізо, хром, цинк, алюміній та ін.),
відсутність радіогенних ізотопів свинцю радіоактивних бітумів (тобто молодість процесів деасфальтиC
зації нафт при надходженні газу в резервуар) тощо. Прямими доказами провідної ролі глибинних
флюїдів у нафтогазонакопиченні в межах цієї зони, поряд з нерівноважністю процесів фазовоC
геохімічної диференціації і метастабільністю нафтогазоконденсатних систем, є особливості газової
геохімії, зокрема характер кореляційних залежностей вуглеводневих (метан і його гомологи, включаC
ючи їх різні ізомери) і невуглеводневих (вуглекислий газ, азот, гелій) компонентів, різко обважнений
ізотопний склад вуглецю і водню СН4 і СО2. Наведені дані свідчать про залучення різних джерел на
різних глибинних (термодинамічних) рівнях в єдиний потік однофазного надкритичного флюїду.
Hydrocarbon potential of KuyumboCYurubchenCTokhomska Zone (western part of Siberian platform) with
concentration of tremendous oilCgascondensate fields are characterized by intensive gasCaccumulation conC
nected with differentClevel deep Earth outgasing. This is testified by such peculiarities as: connection of
hydrocarbons (mega)reservoirs with metasomatic dolomitizated the most ancient sedimentary chemobioC
genetic carbonate deposits, depletion of oilCproducing properties of black shales paragenetically connected
with dolomites still in Late Proterozoic – Early Paleozoic in contradistinction to apparently recent (Neogene –
Quartrnary) processes of oilCgascondensate systems formation and deep gas flow from bowels of the Earth,
wide distribution of dispersed nativeCmetallic particles (including such oxyphile metalls as ferrum, chromium,
zinc, aluminum, ect.), absence of radiogenic isotopes of lead in highly radioactive bitumens (to put it differC
ently, recent age of the processes of oil deasphaltization during enter of gas into reservoir), etc. The direct
proofs of leading role of deep fluids in oilCgas accumulations within this zone with disequlibrium of phaseCgeoC
chemical differentiation processes and metastability of oilCgascondensate systems are peculiarities of gas
geochemistry, specifically the character of correlations between hydrocarbons (methan and its homologues,
among them different isomers) and nonhydrocarbon (CO2, N2, He) components, abruptly increased content
of heavy isotopes (13C, D) of carbon and hydrogen in CH4 and CO2. These data testify the involvation of
sources at different deep (geothermodynamic) levels into the common monophase supercritical fluid flow.
© А. Е. Лукин., В. В. Донцов, 2009
Уникальная по масштабам и интенсивC
ности нафтидогенеза КуюмбинскоVЮрубV
ченоVТохомская зона (КЮТЗ) нефтегазоC
накопления в западной части Сибирской
платформы [1, 6, 7, 12, 17] относится к таC
ким объектам, изучение которых имеет клюC
чевое значение для решения общих вопроC
сов нафтидологии. Как уже отмечалось [9],
подобно ПэнхендлCХьюготон на южной окC
раине СевероCАмериканской платформы,
она фактически представляет собой единое
супергигантское месторождение в верхнеC
протерозойских карбонатных формациях,
открытие которого кардинально меняет суC
ществующие представления о стратиграC
фическом диапазоне, возрасте, времени и
темпах нафтидогенеза и нефтегазонакопC
ления. В фазовоCгеохимическом отношении
это весьма сложная неравновесная битумC
ноCнефтегазоконденсатная система, в форC
мировании которой особую роль играют
процессы недавней и современной восхоC
дящей миграции газа. Субстратом данного
карбонатного мегарезервуара являются
древнейшие (рифей) осадочные биохемоC
генноCкарбонатные формации, вовлеченC
ные совместно с архейскоCнижнепротероC
зойским кристаллическим (преимущестC
венно гранитоидным) фундаментом в
разнообразные деструктивноCтектоничесC
кие структуры (в понимании В. В. ХарахиноC
ва, С. И. Шленкина и др.). Благодаря таким
особенностям генезиса Куюмбинское месC
торождение и КЮТЗ в целом имеют больC
шое значение для изучения закономерносC
тей дегазации земных недр.
На существенно карбонатном составе
субстрата необходимо сделать особый акC
цент, поскольку метасоматически преобраC
зованные карбонатные породы играют не
только роль естественных резервуаров приC
родных газов, но и являются активными их
генераторами. При взаимодействии глубинC
ных восстановленных флюидов, продуктов
их трансформации (окисления и т. п.) и терC
мальных подземных вод с породами карбоC
натных и сульфатноCкарбонатных формаций
происходят процессы газообразования по
системе известных уравнений [10, 16, 17]:
CaCO3 + H2 � CaOH+ + OH– + CO2
2MgCO3 + H2O � Mg2(OH)2CO3 + CO2
CaSO4 + CH4 � CaCO3 + H2O + H2S
NaSO4 + CH4 � NaCO3 + H2O + H2S
2CaCO3 + 2(NH4)2S + 4H2O � 2CaSO4 +
+ CH4 + CO2 + 2N2 + 10H2 и др.
В зависимости от конкретных флюидоC
геодинамических и геотермодинамических
условий на фоне восходящего газового поC
тока "запускаются" те или иные из этих реC
акций, что приводит к формированию опреC
деленного геохимического типа газа, опреC
деляет характер его взаимодействия с
нафтидами предшествующих генераций и,
в конечном счете, – фазовоCгеохимический
тип месторождения.
Объяснение закономерностей формиC
рования этого углеводородного супергиC
ганта на основе осадочноCмиграционной
теории (учение о главных фазах нефтеC и гаC
зообразования, концепции "нефтяного окC
на" и "газового окна") сталкивается с больC
шими затруднениями. Известный специаC
лист по геологии и нефтегазоносности
Восточной Сибири В. В. Самсонов, оцениC
вая перспективы древних комплексов именC
но с этих позиций, отмечает, что "эти отло&
жения сильно катагенезированы и их неф&
тематеринские свойства исчерпаны на
большинстве территорий в геологическом
прошлом" [14, с. 5]. Отсюда логически слеC
дует вывод о чрезвычайной древности месC
торождений, поскольку завершение катагеC
нетической зональности крупных тектоноC
седиментационных комплексов (этажей)
приурочено к концу их формирования [10].
Разумеется, представления о чрезвычайной
древности (венд – поздний протерозой –
ранний палеозой) таких месторождений,
как Верхнечонское, Юрубченское, КуюмбиC
нское и др., учитывая особенности истории
развития Сибирской платформы в фанероC
зое, наличие многократных перерывов, паC
леокарст и денудацию древних карбонатных
формаций, не выдерживают критики. ПоэC
тому ведущий исследователь закономерC
ностей нефтегазоносности Сибири акад.
А. Э. Конторович на основании комплексноC
го изучения условий формирования "гиган&
тской Юрубчено&Тохомской* зоны нефтега&
зонакопления в верхнем протерозое Сиби&
рской платформы" [7, с. 166] пришел к
выводу об "относительной "молодости"
нефти (генерация в нижнем – среднем паC
леозое) и газа (последняя фаза генерации в
8 ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2
* Включая Куюмбинское месторождение.
мезозое) при древности нефтепроизводяC
щей толщи (нижний – средний рифей)" [7,
с. 193]. Однако и такая "относительная моC
лодость" не позволяет объяснить, каким обC
разом гигантские нефтяные залежи уцелели
во время интенсивного траппового магмаC
тизма в триасе, а также интерпретировать
ряд гидрогеохимических и углеводородноC
геохимических признаков неравновесности
нефтегазоконденсатных систем, присутC
ствие действительно молодых (без радиоC
генных изотопов свинца) битумов, образоC
вавшихся в результате деасфальтизации
нефтей при их трансформации в газоконC
денсатные системы [3, 9]. Вместе с тем
чрезвычайно важен вывод о существенном
различии возрастов нефти и газа [7]. В данC
ной статье, не останавливаясь на вопросе
об источниках нефтяных углеводородов и
возрасте нефтяных залежей, мы рассмотC
рим основные особенности геохимии поC
путных газов Куюмбинского месторождения
(включая, наряду с собственно КуюмбинсC
ким, ТерскоCКамовский участок)*.
Диапазон изученных геохимических поC
казателей (от содержания всех газовых
главных, второстепенных и акцессорных
компонентов до изотопных параметров осC
новных из них – СН4 и СО2) позволяет сдеC
лать некоторые предварительные выводы
об условиях нефтегазонакопления в КЮТЗ.
К специфическим особенностям изученC
ных проб газа относятся:
– резкие колебания содержаний метаC
на, углекислого газа, азота, а также этана,
гелия и других компонентов;
– сочетание повышенных величин соC
держания, с одной стороны, гомологов меC
тана, а с другой – неуглеводородных компоC
нентов.
Поэтому в геохимической классификаC
ции природных газов они занимают особое
место. По содержанию этана, пропана, буC
тана, пентана и вышекипящих углеводороC
дов их следует отнести к жирным газам. В то
же время некоторые пробы с повышенными
содержаниями углекислого газа (до 48,21%
мас.) и азота (до 35,57% мас.) относятся к
смешанным углекислоCуглеводородным,
азотCуглеводородным и азотCуглекислоCугC
леводородным газам. Характерна также их
повышенная гелиеносность.
Метан является основным компонентом
изученных газовых проб, содержание котоC
рого колеблется от 32,92% до 72,99% мас.
(среднее – 61,124% мас., медиана 64,998%
мас.). По изотопному составу углерода
(разброс значений �13С от –40,65 до
–32,89‰, среднее –36,997‰, медиана
–37,16‰) и водорода (разброс значений �D
от –157 до –132‰, среднее –139,89‰, меC
диана –135‰) он относится к изотопно тяC
желому метану, связанному с относительно
высокотемпературными условиями газообC
разования (см. ниже). Корреляционные заC
висимости между содержаниями метана и
его гомологов, метана и неуглеводородных
газов кардинально различаются между соC
бой (рис. 1, А, Б).
В первом случае (метан – гомологи меC
тана) имеет место положительная линейная
зависимость (рис. 1, А). При этом величина
коэффициента корреляции уменьшается от
этана (Кк = 0,604) к октану (Кк = 0,353 для nC
октана и 0,282 для iCоктана). Это обусловлеC
но тем, что по мере увеличения молекулярC
ной массы гомолога нелинейность данной
зависимости возрастает, что при ограниC
ченной выборке (всего 19 изученных проб)
приводит к ослаблению корреляции.
Во втором случае (метан – неуглеводоC
родные газы) однотипные корреляционные
зависимости отсутствуют (рис. 1, Б). Здесь
наибольший интерес представляет четкая
обратная нелинейная (гиперболическая)
зависимость между содержаниями в газе
метана и углекислого газа с коэффициенC
том корреляции –0,917. Как известно [16], в
более жестких, по сравнению с указанными
реакциями, термодинамических условиях,
при температурах свыше 200–400°С возC
можны процессы конверсии метана по
уравнению: СН4 + 2Н2О � СО2 + 4Н2. При
дальнейшем повышении температур и давC
лений эта реакция сдвигается вправо и наC
чинается процесс конверсии СО2 с образоC
9ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2
* Пробы газа из Куюмбинских и ТерскоCКамовских
скважин были отобраны в 2008 г. В. В. Донцовым при
любезном содействии администрации, геологов и проC
мысловиков "Славнефть–Красноярскнефтегаз", газоC
вая хроматография выполнена в лаборатории газоконC
денсатных систем ЧО УкрГГРИ (В. И. Гончаренко, В. П.
Третьякова), массCспектрометрия стабильных изотоC
пов 12С, 13С углерода метана и углекислого газа, водоC
рода метана – в лаборатории стабильных изотопов
Института геохимии окружающей среды (Ю. Н. ДемиC
хов, Л. И. Проскурко).
ванием метана. Сильная (близкая к функциC
ональной) отрицательная корреляционная
связь между содержаниями СО2 и СН4 в гаC
зе Куюмбинского месторождения свидеC
тельствует о реальности этих конверсионC
ных процессов в системе СН4 (и его гомолоC
ги) – СО2. Это подтверждается изотопным
составом углерода и водорода метана,
углерода и кислорода углекислого газа,
свидетельствующих об относительно высоC
котемпературном их источнике. В частносC
ти, показательна сильная положительная
корреляционная зависимость между
�13CCO2
и �DCH4
(см. ниже), что можно расC
10 ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2
Рис. 1, А. Корреляционные зависимости между содержаниями метана и других газовых компонентов
Куюмбинского месторождения (по А. Е. Лукину) (К. к. – коэффициент корреляции)
сматривать как независимое подтверждеC
ние конверсионных процессов в системе
СО2 – СН4 и глубинного высокотемпературC
ного источника газа.
Сходный, но гораздо более слабый (Кк =
= –0,361) характер отрицательной корреляC
ционной зависимости наблюдается между
содержаниями метана и азота. Азот в газах
и нефтях, как известно, имеет смешанное
биогенное и глубинноCабиогенное происC
хождение. Свойственная газам и нефтям
КЮТЗ заметная (при значительных колебаC
ниях) роль азота вполне обычна для нефтеC
газоносных карбонатных формаций, для коC
торых в ряде бассейнов повышенные концеC
нтрации азота и присутствие аммиачных
вод является поисковым признаком. ОднаC
ко абиогенная метасоматическая доломиC
11ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2
Рис. 1, Б. Корреляционные зависимости между содержаниями углекислого газа и других газовых
компонентов Куюмбинского месторождения (по А. Е. Лукину)
тизация рифейских строматолитовоCкарбоC
натных формаций на рубеже рифея – венда
(распад Родинии) и, возможно, палеозоя –
мезозоя (трапповый магматизм и другие
эндогенные процессы) [9] исключает сохраC
нение биогенных азотсодержащих соединеC
ний в породах резервуаров (в отличие от
депрессионных черносланцевых толщ).
В данном случае повышенная роль азота
прежде всего подтверждает установленную
около 40 лет назад "тенденцию увеличения
содержания азота в свободных и попутных
нефтяных газах с увеличением возраста
вмещающих пород и глубиной" [13, с. 200].
Показательны корреляционные зависимосC
ти между содержаниями азота и других гаC
зовых компонентов. В частности, отсутствуC
ет корреляция между N2 и СО2 (Кк = 0,052),
N2 и Не (–0,048). Азот и метан связаны отриC
цательной корреляционной зависимостью
(–0,361), которая существенно возрастает
для гомологов метана (азот – этан, –0,657;
азот – пропан, –0,721; азот – бутан, –0,694;
азот – изобутан, –0,760). Однако начиная с
пентана эта корреляционная зависимость
резко ослабляется (N2 – n–C5, –0,381; N2 – iC
C5, –0,281; N2 – nеоCC5, –0,281; N2 и nCC6,
–0,349; N2 – nCC7, –0,333; N2 – nCC7, –0,301;
N2 – nCC8, –0,344; N2 – iCC8, –0,344). ОтрицаC
тельная зависимость между содержанием
азота и показателем С5+ (суммарное содерC
жание в газе пентана и вышекипящих гомоC
логов) усиливается (–0,412). НеоднозначC
ными являются количественные соотношеC
ния содержания азота с изотопными
показателями (�13С, �D) метана и углекислоC
го газа. В целом с их изотопным утяжелениC
ем содержание азота уменьшается, причем
наиболее сильно (Кк = –0,436) эта связь
проявляется между N2 и �13ССН4
, в то время
как между �13ССО2
и �DСН4
она выражена гоC
раздо слабее (соответственно –0,284 и
–0,176). При интерпретации этих данных
следует учитывать известные данные по геоC
химии азота. В частности, полученные в
60–70Cе годы прошлого века данные Р. ШеC
парда, В. А. Соколова, Дж. Джекобса, А. И.
Кравцова и др. свидетельствуют о сущестC
венном повышении содержания азота в ряC
ду: осадочные – кислые – средние – основC
ные изверженные породы [4, 8, 15]. Его соC
держание в базальтах достигает 25% (в
андезитах – до 9%, гранитах – до 7%). ПовыC
шенные содержания азота отмечены в газах
медноколчеданного Урупского месторождеC
ния (до 48%), основных изверженных пород
Норильской группы месторождений (до 46%
в порфиритах). Азот явно типохимичен кимC
берлитообразованию. В газах трубок "УдачC
ная" и "Зарница" содержание азота достигаC
ло 85%. Аномально высокие содержания амC
мония установлены и в их подземных водах,
например, в трубке "Удачная" до 43,5% �мгC
экв. [13]. Это относится и к вулканизму, осоC
бенно андезитовому и базальтовому. Так, в
газах Гавайского вулкана Килауэа содержаC
ние азота, по данным К. КрейчиCГрафа, досC
тигало 94% [13]. Все это позволяет связыC
вать источник азота с верхнемантийными
магматическими очагами, игравшими огC
ромную роль в геодинамике, флюидодинаC
мике и исторической геохимии флюидов (в
частности, газов) Сибирской платформы. В
то же время приведенные данные свидеC
тельствуют о широком глубинном диапазоне
источников основных газовых компонентов.
Важным показателем в этом отношении
является гелий. Его содержание в изученC
ных пробах газа варьирует от 0,009 до
0,222%. В целом газы КЮТЗ отличаются поC
вышенной гелиеносностью, обусловленной
тесным тектоноCгеодинамическим взаимоC
действием метасоматически доломитизиC
рованных рифейских карбонатных формаC
ций и архейскоCнижнепротерозойского фунC
дамента, и совместным участием гранитных
и доломитовых блоков, олистолистов, брекC
чий дробления и "доломитовых аркозов" в
деструктивноCтектонических структурах, поC
добно тому, как это имеет место на тектоноC
геодинамическом аналоге КЮТЗ месторожC
дении (зоне) ПэнхендлCХьюготон (США) с
ураганными содержаниями гелия в газе.
В 6 пробах газа из различных скважин
КЮТЗ в пределах Юрубченской, Тохомской,
Куюмбинской (включая ТерскоCКамовский
участок) площадей в интервале глубин
2282–2608 м было измерено отношение
изотопов 3Не и 4Не (ВСЕГЕИ, Э. М. ПрасоC
лов, В. В. Нелюбин). Доля мантийного геC
лия, вычисленная Э. М. Прасоловым для
значения 3Не/4Не � 10–8 в верхней мантии
1200, варьирует в этих пробах от 0,8 до
1,1%. Однако эти цифры нельзя считать отC
ражением истинной роли мантийных флюиC
дов при формировании Куюмбинского и
12 ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2
Юрубченского месторождений. ВоCпервых,
следует учитывать существенные диффузиC
онные потери изотопа 3Не при длительном
хранении проб. ВоCвторых, еще более важC
ным фактором относительного снижения
мантийного гелия является интенсивное
поступление радиогенного 4Не из гранитов
и других пород AR–PR1 фундамента с повыC
шенной радиоактивностью. Данные изучеC
ния гелиеносности газов ДнепровскоCДоC
нецкого авлакогена позволили в свое время
выделить в его разрезе 3 зоны, существенC
но различные по общему содержанию гелия
и его изотопному составу (рис. 2). ПоложеC
ние газовых проб КЮТЗ соответствует нижC
нему интервалу этого графика, который хаC
рактеризуется преимущественно высокими
содержаниями гелия в газе за счет интенC
сивного поступления радиогенного гелия.
Наиболее же высокие содержания 3Не в геC
лии попутных и свободных газов здесь были
установлены на тех месторождениях (ЯблуC
новское, Речицкое и др.), где поступление
радиогенного 4Не из пород фундамента в
силу геологических условий было относиC
тельно ослабленным. Необходимы дальC
нейшие исследования в этом направлении с
отбором представительных проб и незаC
медлительным их изотопным анализом. БоC
лее того, учитывая, с одной стороны, несоC
вершенство отбора проб, а с другой –
интенсивное поступление в газовые резерC
вуары радиогенного гелия из гранитоидов
фундамента, можно рассматривать привеC
денные значения отношения Неm/Не (%) как
качественные (но не количественные) покаC
затели несомненного участия мантийных
флюидов в газонакоплении.
13ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2
Рис. 2. Генетическая интерпретация зависимости между изотопным составом гелия и его содержаC
нием в газах нефтегазоносных комплексов ДнепровскоCДонецкой впадины (по А. Е. Лукину)
Что же касается метана и гелия, то
между ними корреляционная зависимость
практически отсутствует (Кк = 0,014). При
этом следует учесть также отсутствие корC
реляционных зависимостей между содерC
жаниями неуглеводородных газов (значеC
ния Кк для СО2 и N2 = 0,052, для СО2 и Не =
0,093, для N2 и Не = –0,048). Это свидетельC
ствует о поступлении в единый флюидный
поток углекислого газа, азота и гелия из глуC
бинных (в диапазоне от слоя D" до "гранитC
ного слоя") автономных источников.
Явно утяжеленный изотопный состав
углерода и водорода метана изученных
проб газа по сравнению с большинством
изученных в этом отношении нефтегазоносC
ных бассейнов прямо свидетельствует о
глубинном, относительно высокотемпераC
турном очаге газообразования (рис. 3, А, Б).
Сходные температуры (200 � 320°С и выше)
определены и по изотопному геотермометC
ру �13ССО2
– �13ССН4
, предложенному для
гидротермальных парогазовых систем
Дж. О'Нейлом и др. При этом следует иметь
ввиду, что фактические температуры и, соC
ответственно, глубины отделения струй
свободного газа от очага газообразования
фактически могут быть гораздо больше. Это
обусловлено тем, что, судя по предвариC
тельным результатам изотопных исследоC
ваний системы "карбонатные породы – СО2
и СН4 – пластовые воды" КЮТЗ, она далека
от изотопного равновесия. В этом отношеC
нии показательна отмеченная выше сильная
положительная связь значений �13CCH4
и
�13ССО2
при величине коэффициента корреC
ляции 0,791. Поскольку, как установлено
экспериментально (О'Нейл, Л.К. Гуцало и
др.), при температурах до 400°С прямого
изотопного обмена углеродом между СО2 и
СН4 не происходит, можно обоснованно утC
верждать, что источник газа в данном слуC
чае был приурочен к значительно более выC
соким температурам.
Независимым подтверждением вывода
о глубинном источнике газа являются данC
ные по изотопному составу водорода метаC
на. По величине показателя �DСH4
исследоC
ванная зона (КЮТЗ) существенно превыC
шает соответствующие значения этого
14 ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2
Рис. 3, А. Характер зависимости между изотопными составами углерода углекислого газа и метана
(по А. Е. Лукину)
показателя в нефтегазоносных регионах
Западной Сибири, Поволжья и др. ЗнаменаC
тельно, что в этом отношении она находится
на идентичном уровне с нефтегазоносными
бассейнами, характеризующимися максиC
мальной эндогенной активностью по геоC
термобарическим (повышенные температуC
ры, сверхгидростатические давления) и геC
охимическим (высокие концентрации ртути
в газах и нефтях, повышенные содержания
бора в пластовых водах, аномальные содерC
жания изотопа 3Не и т.п.) показателям. Это
Калифорния (с известным нефтяным местоC
рождением Цимрик, нефть которого харакC
теризуется наибольшим в мире максимальC
ным содержанием ртути), СевероCГермансC
кая впадина (месторождение Альтмарк и
другие ртутоносные газовые месторождеC
ния с высоким содержанием глубинного
азота и гелия), нефтегазоносные бассейны
Венский, Паданский и др. (рис. 3, В).
Заключение
Таким образом, формирование КЮТЗ как
зоны интенсивного нефтегазонакопления в
значительной мере связано с разноуровнеC
вой глубинной дегазацией Земли.
Косвенными аргументами в пользу этого
заключения являются особенности геолоC
гии КЮТЗ: связь резервуаров огромных
месторождений с метасоматически долоC
митизированными древнейшими осадочныC
ми биохемогенными карбонатными отложеC
ниями, исчерпанность нефтепроизводящих
свойств парагенетичных им черных сланцев
в позднем протерозое – раннем палеозое
при явных признаках геологической молоC
дости (неоген – квартер) процессов формиC
рования нефтегазоконденсатных систем,
широкое распространение во вторичных
карбонатных коллекторах дисперсных саC
мородноCметаллических частиц (включая
15ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2
Рис. 3, Б. Положение интервалов значений �13ССН4
и �DСН4
газов Куюмбинского месторождения на
изотопноCтемпературной диаграмме А.Е. Лукина
такие оксифильные металлы, как железо,
хром, цинк, алюминий) [9, 11], отсутствие
радиогенных изотопов свинца радиоактивC
ных битумов (т. е. молодость процессов деC
асфальтизации нефтей при поступлении гаC
за в резервуар) [9] и т. п.
Прямыми "уликами" ведущей роли глуC
бинных флюидов в нефтегазонакоплении в
пределах КЮТЗ, наряду с неравновесC
ностью процессов фазовоCгеохимической
дифференциации и метастабильностью
нефтегазоконденсатных систем, являются
особенности газовой геохимии, в частности
характер корреляционных зависимостей угC
леводородных (метан и его гомологи, вклюC
чая их различные изомеры) и неуглеводоC
родных (углекислый газ, азот, гелий) компоC
нентов, резко утяжеленный изотопный
состав углерода и водорода СН4 и СО2.
Говоря о различных глубинных источниC
ках газа на разных гипсометрических и геоC
термодинамических уровнях, следует иметь
в виду их вовлеченность в единый восходяC
щий однофазный сверхкритический флюид.
По мере подъема он претерпевает неоднокC
ратные фазовоCгеохимические трансфорC
мации, включая сепарацию на жидкую и гаC
зовую фазы [2], обусловленные не только
соответствующими геотермодинамическиC
ми скачками, но и взаимодействием с очаC
гами в субстратах различных геосфер (от
слоя D" до гранитного слоя и осадочной
оболочки). Являясь порождением длительC
но существующих мантийных плюмов, такие
потоки представляют собой длительно суC
ществующие сложные системы. По мере
восходящей миграции они подпитываются
из транзитных очагов, претерпевая сущестC
16 ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2
Рис. 3, В. Диапазоны значений �DСН4
газов различных нефтегазоносных регионов (по А. Е. Лукину)
венные фазовоCгеохимические превращеC
ния и формируя зоны интенсивного газоC
накопления.
1. Арчегов В. Б., Степанов В. А. История нефтеC
газогеологических работ на территории СиC
бирской платформы и сопредельных структур
// Нефтегазовая геология. Теория и практика.
– 2009. – № 4. – С. 10–25.
2. Баталин О. Ю., Васина Н. Г. Конденсационная
модель образования нефти и газа. – М.: НауC
ка, 2008. – 248 с.
3. Готтих Р. П., Писоцкий Б. И., Сворень И. М. НеC
которые аспекты металлогении битумов СиC
бирской платформы // Геохимия и термобароC
метрия эндогенных флюидов. – Киев: Наук.
думка, 1988. – С. 112–121.
4. Джекобс Дж., Рассел Р., Уилсон Дж. Физика и
геология. – М.: Мир, 1964.
5. Зоны интенсивного газонакопления в недрах.
– Л.: Недра, 1987. – 120 с.
6. Конторович А. А., Конторович А. Э., Кринин
В. А. и др. ЮрубченоCТохомская зона газоC
нефтенакопления – важный объект концентC
рации региональных и поисковоCразведочных
работ в верхнем протерозое ЛеноCТунгусской
нефтегазоносной провинции // Геология и геC
офизика. – 1988. – № 11. – С. 45–55.
7. Конторович А. Э., Изосимова А. Н., Конторо&
вич А. А. и др. Геологическое строение и услоC
вия формирования гигантской ЮрубченоCТоC
хомской зоны нефтегазонакопления в верхC
нем протерозое Сибирской платформы // Там
же. – 1996. – Т. 37. – № 8. – С. 166–195.
8. Кравцов А. И. Геологические условия газоносC
ности угольных, рудных и нерудных месторожC
дений полезных ископаемых. – М.: Недра,
1968.
9. Лукин А. Е., Зощенко Н. А., Харахинов В. В. и
др. Литогеодинамические факторы формироC
вания нафтидоносных метасоматических доC
ломитов рифея Восточной Сибири // Геол.
журн. – 2009. – № 1. – С. 7–24.
10. Лукин А. Е. Литогеодинамические факторы
нефтегазонакопления в авлакогенных басC
сейнах. – Киев: Наук. думка, 1997. – 220 с.
11. Лукин А. Е. Самородные металлы и карбиды –
показатели состава глубинных геосфер //
Геол. журн. – 2006. – № 4. – С. 17–46.
12. Лукин А. Е., Шпак П. Ф. Проблема нефтегазоC
носности верхнедокембрийских осадочных
комплексов древних платформ // Там же. –
2002. – № 1. – С. 25–36.
13. Рудаков Г. В. Азот и азотсодержащие соедиC
нения в подземных водах, нефтях, нефтяных
и природных газах, их природа и закономерC
ности распространения // Проблема неоргаC
нического происхождения нефти. – 1971. –
С. 192–202.
14. Самсонов В. В., Ларичев А. И. Перспективные
нефтегазоносные комплексы и зоны южной
части Сибирской платформы // Нефтегазовая
геология. Теория и практика. – 2008. – № 3.
15. Соколов В. А. Геохимия газов земной коры и
атмосферы. – М.: Недра, 1966.
16. Справочник по геохимии нефти и газа / Под
ред. С. Г. Неручева. – СПб.: Недра, 1998. –
576 с.
17. Трофимук А. А., Молчанов В. И., Параев В. В.
Модель формирования нефтегазоносных
карбонатов (на примере КуюмбоCЮрубченоC
Тайгинского супергиганта) // Докл. РАН. –
1999. – Т. 364, № 3. – С. 366–368.
ИнCт геол. наук НАН Украины, Статья поступила
Киев 27.04.09
ECmail: ukrnigri@mail.cn.ua
Моск. гос. унCт им. М. В. Ломоносова,
Москва
17ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2
|