Геохимия газов Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь) и общие закономерности формирования зон интенсивного газонакопления

Abstract

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.