Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом

Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом

Вперше (за даними вивчення Юліївського нафтогазоконденсатного родовища Дніпровсько-Донецької западини) розглянута фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі, що включає базальні шари осадового чохла і верхню кромку докембрійського кристалічного фундаменту. Вс...

Ausführliche Beschreibung

Gespeichert in:
Bibliographische Detailangaben
Datum:2020
1. Verfasser: Лукін, О.Ю.
Format: Artikel
Sprache:Ukrainian
Veröffentlicht: Видавничий дім "Академперіодика" НАН України 2020
Schriftenreihe:Доповіді НАН України
Schlagworte:
Науки про Землю
Online Zugang:http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/173203
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:Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом / О.Ю. Лукін // Доповіді Національної академії наук України. — 2020. — № 9. — С. 47-52. — Бібліогр.: 10 назв. — укр.

Institution

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
id irk-123456789-173203
record_format dspace
spelling irk-123456789-1732032020-11-26T01:27:12Z Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом Лукін, О.Ю. Науки про Землю Вперше (за даними вивчення Юліївського нафтогазоконденсатного родовища Дніпровсько-Донецької западини) розглянута фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі, що включає базальні шари осадового чохла і верхню кромку докембрійського кристалічного фундаменту. Встановлена важлива роль цього комплексного (суперпозиція геотермодинамічного — геохімічного — мікробіогенного) бар'єру в процесах нафтидогенезу–нафтогазонакопичення. The phase and isotope-geochemical hydrocarbon differentiations within the border interval including basal layers of a sedimentary cover and the upper edge of the Precambrian crystalline basement have been considered for first time (by the data of studies of the Yulievskoe oil-gas condensate field, Dnieper-Donets depression). The important role of this combined barrier (superposition of the geothermodynamic — geochemical — microbiogenic ores) in the processes of naphtidogenesis and oil-gas accumulation has been established. 2020 Article Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом / О.Ю. Лукін // Доповіді Національної академії наук України. — 2020. — № 9. — С. 47-52. — Бібліогр.: 10 назв. — укр. 1025-6415 DOI: doi.org/10.15407/dopovidi2020.09.047 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/173203 553.98 uk Доповіді НАН України Видавничий дім "Академперіодика" НАН України
institution Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection DSpace DC
language Ukrainian
topic Науки про Землю
Науки про Землю
spellingShingle Науки про Землю
Науки про Землю
Лукін, О.Ю.
Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом
Доповіді НАН України
description Вперше (за даними вивчення Юліївського нафтогазоконденсатного родовища Дніпровсько-Донецької западини) розглянута фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі, що включає базальні шари осадового чохла і верхню кромку докембрійського кристалічного фундаменту. Встановлена важлива роль цього комплексного (суперпозиція геотермодинамічного — геохімічного — мікробіогенного) бар'єру в процесах нафтидогенезу–нафтогазонакопичення.
format Article
author Лукін, О.Ю.
author_facet Лукін, О.Ю.
author_sort Лукін, О.Ю.
title Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом
title_short Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом
title_full Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом
title_fullStr Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом
title_full_unstemmed Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом
title_sort фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом
publisher Видавничий дім "Академперіодика" НАН України
publishDate 2020
topic_facet Науки про Землю
url http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/173203
citation_txt Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом / О.Ю. Лукін // Доповіді Національної академії наук України. — 2020. — № 9. — С. 47-52. — Бібліогр.: 10 назв. — укр.
series Доповіді НАН України
work_keys_str_mv AT lukínoû fazovataízotopnogeohímíčnavuglevodnevadiferencíacíâvpograničnomuíntervalímížosadovimčohlomídokembríjsʹkimkristalíčnimfundamentom
first_indexed 2025-07-15T09:44:14Z
last_indexed 2025-07-15T09:44:14Z
_version_ 1837705624199102464
fulltext 47 ОПОВІДІ НАЦІОНАЛЬНОЇ АКАДЕМІЇ НАУК УКРАЇНИ ISSN 1025-6415. Допов. Нац. акад. наук Укр. 2020. № 9: 47—52 Ц и т у в а н н я: Лукін О.Ю. Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом. Допов. Нац. акад. наук Укр. 2020. № 9. С. 47—52. https://doi.org/10.15407/dopovidi2020.09.047 Кристалічний фундамент (КФ) являється не просто структурно-тектонічною ос новою осадового (точніше — стратисферного) басейну, але й ключовим фактором перетворення його в нафтогазоносний басейн (НГБ). Причому діє цей фактор як опосередковано (гли- бини занурення та геотермобаричний, гідрогеологічний ре жими, тектоніка та формації, ка- тагенетична зональність тощо), так і напряму. Здійс нюється це різними шляхами і “меха- нізмами”. По-перше, якщо не обмежувати (у відповідності з канонами осадово-міграцій ної тео- рії — досі ще парадигми нафтогазової геології) НГБ границями осадового басейну і виз- навати ту чи іншу роль висхідних потоків (супер)глибинних флюїдів в нафтидогенезі та нафтогазонакопиченні, то найважливішу роль в цьому відношенні відіграють перколяційні властивості КФ, його петротектоніка і петрофізика. По-друге, з КФ пов’язані автономні вуглеводнево-генеруючі системи. У від по відності з геосинергетичною концепцією нафтидогенезу [1] роль субстрата-мульти плікатора вико- нують різноманітні кристалічні породи з підвищеним вмістом вуг леводнів (ВВ) в газово- https://doi.org/10.15407/dopovidi2020.09.047 УДК 553.98 О.Ю. Лукін, академік НАН України Український державний геологорозвідувальний інститут, Київ E-mail: chv_ukrdgri@ukr.net Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом і докембрійським кристалічним фундаментом Вперше (за даними вивчення Юліївського нафтогазоконденсатного родовища Дніпровсько-Донецької за- падини) розглянута фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі, що включає базальні шари осадового чохла і верхню кромку докембрійського кристалічного фундаменту. Встановлена важлива роль цього комплексного (суперпозиція геотермодинамічного — геохімічного — мікро- біогенного) бар’єру в процесах нафтидогенезу–нафтогазонакопичення. Ключові слова: вуглеводнева фазова диференціація, ізотопно-геохімічна диференціація, нафтогазовий потенціал кристалічного фундаменту. НАУКИ ПРО ЗЕМЛЮ 48 ISSN 1025-6415. Dopov. Nac. akad. nauk Ukr. 2020. № 9 О.Ю. Лукін рідких включеннях, що, втім, далеко не вичерпує механізми генерації вуглеводнів в зонах активізації тектонічних порушень (сейсмофрикційні трибохімічні процеси, перколяційна взаємодія КФ з глибинними флюїдами) [1, 2]. Дія вказаних факторів перетворює КФ у потужне джерело вуглеводнів, що проявляється не тільки і не стільки у формуванні сучас- них зон нафтогазонакопичення, скільки у підживленні родовищ, що знаходяться у тривалій інтенсивній розробці. Яскравим прикладом у цьому відношенні є супергігантське Ромаш- кінське нафтове та інші родовища в межах Південно-Татарського виступу докембрійського кристалічного фундаменту (ДКФ) [3]. По-третє (якщо знову таки не керуватися канонами осадово-міграційної теорії, а при- пускати участь в нафтидогенезі глибинних енергетичних і геохімічних фак торів), погра- ничний інтервал, що включає базальні шари осадового чохла і верхи КФ та, зокрема, ДКФ є найважливішим для НГБ комплексним бар’єром, роль яко го в нафтогазонакопиченні практично не вивчена. Разом з тим, наявні дані дозво ля ють припускати, що саме з цим бар’єром (точніше, суперпозицією формаційного, петрофізичного, геотермодинамічного, флюїдодинамічного бар’єрів) пов’язані кардинальні конденсаційні та сепараційні процеси. У цьому сенсі особливий інтерес становлять дані з нафтогазоносності зони зчленування Дніпровсько-Донецького авлакогену з Воронезькою антеклізою. Відкриття тут групи ро- довищ з промисловою нафтогазоносністю ДКФ і залягаючих на ньому кам’яновугільних (на деяких площах — можливо і девонських) відкладів дозволило розглядати фазово-гео- хіміч ну та ізотопно-геохімічну диференціацію вуглеводнів в інтервалі, що включає, разом з осадовим чохлом, сегмент ДКФ. Це, незважаючи на невелику (~200 м) товщину розкриття фундаменту, має принципове значення для теорії нафтидогенезу—нафто газонакопичення. Родовища цієї (Хухринсько—Юліївсько—Гашинівсько—Євгенівської) зони характери- зуються широким фазово-геохімічним діапазоном (нафтові, вторинні газоконденсатні і первинно-газоконденсатні, а також гетерофазні поклади). На найбільшому з них — нафто- газоконденсатному Юліївському родовищі — в межах вказаного пограничного інтервалу вдалося встановити ознаки фазово- та ізотопно-геохімічної диференціації (рис. 1). До тріщинно-вториннопорових колекторів-метасоматитів в пластоподібних субгори- зонтальних зонах декомпресійного (зокрема, тектоно-кесонного) розущільнення ДКФ (рис. 2) приурочені первинні газоконденсатні поклади. Для них характерний аномально- важкий ізотопний склад вуглецю та водню, а значення δ34S (+0,8 ‰), близькі до метео- ритного стандарту (див. рис. 1), що свідчить на користь глибинного (мантійного) генезису (ізотопні аналізи вуглецю, водню та сірки нафт і конденсатів були виконані в колишньому Відділенні металогенії НАН України, аналітики Ф.І. Березовський, Ю.М. Деміхов). Ізотопні характеристики вуглецю та водню нафтових (δ13С –28,0 ‰, δD –121,0 ‰) та вторинно-газоконденсатних (δ13С –34,0‰, δD –125,0‰) покладів є типовими для осадо- вих НГБ [4, 5]. Що ж стосується ізотопного складу сірки нафт і вугле водневих конденсатів, то вони характеризуються широким діапазоном значень δ34S, як це характерно для рідких нафтидів осадової оболонки в цілому [6]. Сірка вто ринних газоконденсатів відзначається важким ізотопним складом (+8,5 ‰), тоді як нафта характеризується аномально низькими значеннями δ34S, що сягають у наф товому покладі базального пісковику кам’яновугільної осадової товщі –15,5 ‰ (див. рис. 1). Це узгоджується з присутністю рясної мікробіогенної піритизації на контакті базального пісковика та ДКФ (рис. 3). 49ISSN 1025-6415. Допов. Нац. акад. наук Укр. 2020. № 9 Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом... Р ис . 1. Г ео ло гі чн ий р оз рі з Ю лі їв сь ко го н аф то га зо ко нд ен са тн ог о ро до ви щ а (з а В .П . К ло чк ом т а ін ., із з м ін ам и) з із от оп но -г ео хі м іч ни м и ха - ра кт ер ис ти ка м и рі зн их т ип ів н аф ти ді в: 1 — т ек то ні чн і п ор уш ен ня ; 2 — п іщ ан і к ол ек то ри ; 3 — к ри ст ал іч ні п ор од и до ке м бр ій сь ко го ф ун да м ен - ту ; 4 — в то ри нн і м ет ас ом ат ич ні к ол ек то ри в з он ах д ек ом пр ес ій но го р оз ущ іл ьн ен ня п ор ід ф ун да м ен ту ; 5 — п ер ви нн і г аз ок он де нс ат ні п ок ла ди ; 6 — в то ри нн і г аз ок он де нс ат ні п ок ла ди ; 7 — н аф то ві п ок ла ди 50 ISSN 1025-6415. Dopov. Nac. akad. nauk Ukr. 2020. № 9 О.Ю. Лукін Таким чином, геологічний розріз Юліївського нафтогазоконденсатного родо вища ха- рактеризується певною зональністю нафтидогенезу. Незважаючи на те, що це лише неве- ликий фрагмент Дніпровсько-Донецького НГБ, тут чітко проявили ся вперше встановлені особливості фазово- та ізотопно-геохімічної диференціації вуглеводневих систем при пере- ході від ДКФ у осадовий чохол. Наведені дані свідчать про роль зони контакту осадових відкладів та порід фундамен- ту (мова йде саме про складнопобудовану 3D зону, а не про двомірну границю), яка конт- ролює конденсаційні і сепараційні процеси в висхідних потоках (супер)глибинних флюїдів при взаємодії зі складною системою різних (формаційних, геохімічних, геотермодинаміч- них) бар’єрів. Особливу нафтогенеруючу роль при цьому відіграють мікробіогенні бар’єри, що виникають в базальних шарах осадово го чохла при оптимальних пластових температурах (до 150 °С) в умовах інверсій ної гідрогеологічної зо- нальності. Що ж стосується більш глибокого (по- над 6—8 км) занурення, то на відповідній вказаній границі не розкритих за даними буріння бар’єрах Рис. 2. Різний ступінь метасоматичного заміщення кристалічних порід (сірі біотитові граніти і гранодіо- рити) пористими метасоматитами-аргілізітами цеоліт-каолініт-смектитового складу з ажурною будовою і натічними утвореннями. Св. 8-Юліївська, інт. 3704—3714 м (скануючий електронний мікроскоп JEOL) Рис. 3. Мікробіогенна піритизація на контакті базального пісковику з фундаментом. Св. 1-Юліївська, інт. 3507—3517 м (растровий електронний мікроскоп REM-106) 51ISSN 1025-6415. Допов. Нац. акад. наук Укр. 2020. № 9 Фазова та ізотопно-геохімічна вуглеводнева диференціація в пограничному інтервалі між осадовим чохлом... відбувається формування первинно-газоконденсатних систем. Про участь в цих нафтидогене- руючих процесах істотно відновлених безкисневих полікомпонентних (які складаються з Н2, СН4, Не, N2 і S) флюїдів [7], насичених кластерами різноманітних ме талів, свідчать ре- зультати вивчення ін’єкцій по тріщинах природного фрекінга аномальної за геохімічними особливостями і мінеральним складом темноколірної пелітоморфної полімінеральної речо- вини [8], дисперсних самород но-металевих часток та мікросферул різноманітного хімічного складу [9, 10]. Всебічне вивчення вказаних процесів в пограничній зоні, що включає базальні шари осадового чохла та нерівномірно розущільнені кристалічні породи верхньої кромки граніт- ного шару (у розумінні М.Г. Леонова) і, зокрема, ДКФ, слід розгля дати як одне з важливі- ших напрямків нафтогазогеологічних досліджень. ЦИТОВАНА ЛІТЕРАТУРА 1. Лукин А.Е. О происхождении нефти и газа (геосинергетическая концепция природных углеводород- но-генерирующих систем). Геол. журн. 1999. № 1. С. 30—42. 2. Докембрий Восточно-Европейской платформы: Геология и нефтегазоносность. Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2002. 391 с. 3. Муслимов Р.Х. Потенциал фундамента нефтегазоносных бассейнов в пополнении резервов УВ-сырья в ХХІ веке. Материалы междунар. науч.-практ. конференции по проблеме нефтегазоносности крис- таллического фундамента осадочных бассейнов. Казань, 2001. С. 61—64. 4. Галимов Э.М. Изотопы углерода в нефтегазовой геологии. Москва: Недра, 1973. 382 с. 5. Лукин А.Е. О геодинамических обусловленных различиях в изотопном составе водорода нефтей и конденсатов нефтегазоносных регионов Украины. Докл. РАН. 1999. 369, № 3. С. 351—353. 6. Панкина Р.Г. Геохимия изотопов серы нефтей и органического вещества. Москва: Недра, 1978. 248 с. 7. Летников Ф.А., Дорогокупец П.И. К вопросу о роли суперглубинных флюидных систем земного ядра в эндогенных геологических процессах. Докл. РАН. 2001. 378, № 4. С. 535—537. 8. Лукин А.Е. Инъекции глубинного углеводородно-полиминерального вещества в глубокозалегающих породах нефтегазоносных бассейнов: природа, прикладное и гносеологическое значение. Геол. журн. 2000. № 2. С. 7—21. 9. Лукин А.Е. Самородно-металлические микро- и нановключения в формациях нефтегазоносных бас- сейнов — трассеры суперглубинных флюидов. Геофиз. журн. 2009. 31, № 2. С. 61—92. 10. Лукин А.Е. Минеральные сферулы — индикаторы специфического флюидного режима рудообразо- вания и нафтидогенеза. Геофиз. журн. 2013. 35, № 6. С. 10—53. Надійшло до редакції 24.06.2020 REFERENCES 1. Lukin, A. E. (1999). On genesis of oil and gas (geosynergetic conception of natural hydrocarbon-generating systems). Geol. J., No. 1, pp. 30-42 (in Russian). 2. Precambrian of the Eastern-European platform: Geology and petroleum potential. (2002). St. Petersburg, VNIGRI (in Russian). 3. Muslimov, R. Kh. (2001). Potential of basement of petroleum basins in refueling of HC-reserves in XXI century. Materials of international scientific-practical conference on the petroliferous potential of crys- talline basement of sedimentary basins. Kazan, pp. 61-64 (in Russian). 4. Galimov, E. M. (1973). Carbon isotopes in petroleum geology. Moscow: Nedra (in Russian). 5. Lukin, A. E. (1999). On geodynamic-caused distinctions in hydrogen isotope composition of oils and hydro- carbon condensates of Ukrainian petroliferous regions. Dokl. RAN, 369, No. 3, pp. 351-353 (in Russian). 6. Pankina, R. G. (1978). Geochemistry of sulfur isotopes of oils and organic matter. Moscow: Nedra (in Rus sian). 52 ISSN 1025-6415. Dopov. Nac. akad. nauk Ukr. 2020. № 9 О.Ю. Лукін 7. Letnikov, F. A. & Dorogokypets, P. I. (2001). On the question about the role of superdeep fluid systems of the Earth core in endogenic geological processes. Dokl. RAN, 378, No. 4, pp. 535-537 (in Russian). 8. Lukin, A. E. (2000). Injections of deep hydrocarbon-polymineral matter in deep-lying rocks of petro- liferous basins: nature, applied and gnoseologic meaning. Geol. J.,No. 2, pp. 7-21 (in Russian). 9. Lukin, A. E. (2009). Native-metallic micro- and nanoinclusions in formations of petroleum basins — tracers of superdeep fluids. Geophys. J., 31, No. 2, pp. 61-92 (in Russian). 10. Lukin, A. E. (2013). Mineral spherules — indicators of specific fluid regime of ore formation and naftido ge- nesis. Geophys. J., 35, No. 6, pp. 10-53 (in Russian). Received 24.06.2020 A.E. Lukin Ukrainian State Geological Research Institute, Kyiv E-mail: chv_ukrdgri@ukr.net PHASE AND ISOTOPE-GEOCHEMICAL HYDROCARBON DIFFERENTIATIONS WITHIN THE BORDER INTERVAL BETWEEN A SEDIMENTARY COVER AND THE PRECAMBRIAN CRYSTALLINE BASEMENT The phase and isotope-geochemical hydrocarbon differentiations within the border interval including basal layers of a sedimentary cover and the upper edge of the Precambrian crystalline basement have been considered for first time (by the data of studies of the Yulievskoe oil-gas condensate field, Dnieper-Donets depression). The important role of this combined barrier (superposition of the geothermodynamic — geochemical — microbiogenic ores) in the processes of naphtidogenesis and oil-gas accumulation has been established. Keywords: hydrocarbon phase differentiation, isotope-geochemical differentiation, petroleum potential of the crystalline basement.

Ähnliche Einträge