Геохимия газов Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь) и общие закономерности формирования зон интенсивного газонакопления - Лукин, А.Е.; Донцов, В.В. (Інститут геологічних наук НАН України, 2009)
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.