15ИЗОТОПНО-ГЕЛИЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ОБСТАНОВОК ПРОЦЕССОВ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ И НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ
Б.М. Валяев, И.С. Дрёмин ИПНГ РАН, e-mail: [email protected]
Прошедшие годы текущего столетия ознаменовались значительным продвижением в разработке парадигмы (идей) глубинного генезиса нефти и газа. Итоги работ этого направления регулярно подводились сначала на конференциях по проблеме «Дегазация Земли» (2002, 2006, 2008, 2010), а затем - на конференциях «Кудрявцевские чтения» (2012-2015). Более чем полувековая разработка этих идей в России и на Украине привела к признанию на западе российско-украинской абиогенной теории генезиса нефти и газа. После дискуссии по генезису нефти, организованной Американской ассоциацией геологов-нефтяников (AAPG) в 2005 г. в Калгари (Канада), с 2007 г. в США глубинному (абиогенному) генезису нефти отводится важное место в исследованиях крупномасштабного проекта «Deep carbon cycle». В 2013 г. в рамках данного проекта издана первая крупная итоговая монография [1].
Новые результаты глубинных сейсмических исследований подтвердили роль структур земной коры и верхов мантии в контроле пространственного размещения нефтегазовых месторождений (Н.К. Булин, 2000 г.), детализирована связь распространения нефтегазовых месторождений с глубинными разломами [2] и др. По данным томографических исследований корни геодинамических процессов, управляющих зарождением и развитием осадочных нефтегазоносных бассейнов, располагаются в верхней мантии или прослеживаются глубже вплоть до ядра Земли. Аномальная энергетика и глубинные корни флюидно-нефтяных систем с особой отчетливостью проявились в гигантских масштабах и неравномерностях традиционного и нетрадиционного нефтегазонакопления [3-4] и др. в сверхвысоких аномалиях пластовых флюидных давлений и температур [2, 5]. Получила разработку концепция полигенеза нефти и газа, разрабатываются представления, объединяющие идеи абиогенного и биогенного происхождения углеводородов [6] и др.
В последние годы бассейновое моделирование производится уже с учетом их глубинной структуры. Однако значимость (роль) мантийных процессов - глубинной энергетики и глубинных флюидов - в процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления все еще недооценивается. Дальнейшие исследования по проблеме
генезиса нефти и газа должны находиться в согласии с современными геодинамическими концепциями, в соответствии с которыми выявляются механизмы и особенности рециклинга корового вещества в мантию Земли, мантийно-корового взаимодействия (Н.Л. Добрецов, Л.И. Лобковский и др.). В основе энергетики этих процессов в построениях Ф. А. Летникова и А. А. Маракушева задействован водород ядра Земли.
На западе в последние пятнадцать лет расширялись исследования по проблематике абиогенного генезиса углеводородов, связанного с магматическими, вулканическими и гидротермальными процессами, продолжалось изучение грязевулканической деятельности. В изотопных исследованиях, в основном, была задействована углерод-водородная (5 С1+/0Н) система [7-10] и др. Исследования по изотопии гелия (3Не/4Не) использовались также, но в большей степени для выяснения генезиса углекислоты, а не метана.
В традиционных нефтегеологических построениях генерация нефти и газа по-прежнему рассматривается в связи с процессами преобразования органического вещества осадочных пород на стадиях диагенеза и катагеназа. В согласии с ней находится и традиционная интерпретация данных по изотопии гелия. Принято считать, что для нефтегазовых месторождений (в отличие от вулканов, фумарол и гидротерм) высокие значения (более 1Яа) изотопно-гелиевого отношения (ИГО) 3Не/4Не не характерны. Высокие значения ИГО и сверхглубинного легкого изотопа гелия 3Не связаны с проявлениями магматических процессов (Б.Г. Поляк, 1988, 2005 гг.), газовая фаза флюидов которых обычно представлена углекислотой. В традиционных интерпретациях для выявления различия условий образования водно-углекислых и углеводородных флюидов используются показатели, связанные с углерод-гелиевой изотопно-геохимической системой. В этой системе в дополнение к ИГО 3Не/4Не привлекается отношение числа атомов углерода углекислоты или метана к числу атомов легкого изотопа гелия, т.е. показатели ССН4/3Не или ССО2/3Не.
Использование двухкомпонентной модели смешения конечных корового и мантийного членов на двойной диаграмме ССН4/3Не - 3Не/4Не привело к заключениям о незначительном участии мантийных углеводородов (метана) в формировании нефтегазовых месторождений [11] и др. В последних работах [12-13] диапазон значений изотопного состава углерода для абиогенного метана был расширен (по 513С1) от -7%о до -30%о, а по изотопному составу гелия - снижен от 6,2Яа до 0,5Яа. Однако и с такими
поправками значительное участие абиогенного мантийного метана в формировании нефтегазовых месторождений этими исследователями исключается.
В связи со сформировавшимся расхождением результатов интерпретации изотопно-геохимических данных с геологическими и геофизическими материалами, а также с современными геодинамическими построениями, необходимость альтернативных изотопно-геохимических исследований очевидна. На рис. 1 представлено обобщение данных, относящихся к изотопно-гелиевой системе для метана из месторождений нефтегазоносных регионов России, Украины, Польши, США, Бразилии, Китая, Японии, Новой Зеландии и других стран. По сравнению с прошлым обобщением 2014 г. [14] добавлены материалы по месторождениям Предкарпатского прогиба Украины [15] и Польши [16], а также по бассейну Sichuan, Китай [17]. В подписях к диаграмме приведены ссылки на опубликованные работы с первоисточниками материалов. Для построения диаграммы использовались значения 4Не и 3Не. В тех случаях, когда в табличном материале этих работ не содержались графы со значениями 3Не, эти величины были рассчитаны нами с использованием значений изотопно-гелиевого отношения 3Не/4Не. Поправки не вносились, так как они не были бы значимы в рамках выполненного обобщения. Построенная диаграмма, помимо содержаний изотопов гелия (3Не и 4Не) по осям диаграммы, отражает также показатель гелиевого отношения 3Не/4Не (по диагоналям диаграммы), что увеличивает возможности их интерпретации.
Следует отметить, что интервал содержаний гелия (4Не) в газах месторождений превышает четыре порядка величин. Широкий интервал значений изотопного гелиевого отношения от 0,01Яа до 6,5Ra свидетельствует о большом разнообразии эндогенных геодинамических обстановок и режимов, характеризующих нефтегазоносные регионы. Различные нефтегазоносные регионы на этой диаграмме могут быть обособлены отдельными изотопными полями (рис. 2-3).
Выявляются два типа региональных изотопных полей. При низких значениях ИГО (менее 0,1Ra) изотопные поля первого типа (см. рис. 2) характеризуются линейностью очертаний вдоль близких к постоянным для данного региона значений ИГО (Западная Сибирь, Предкарпатский прогиб, Tarim, Sichuan). В эту совокупность изотопных полей попадают нефтегазоносные регионы разного строения. Все эти регионы являются внутриконтинентальными и характеризуются высокой неотектонической активностью. В пределах региональных полей отмечаются отдельные сгущения точек (данных),
отражающих разнообразие геологического строения в пределах региона и групп месторождений.
Второй тип региональных изотопных полей характеризуется криволинейными очертаниями (рис. 3) и более высокими значениями показателя ИГО (от 0,1Ra до 6,5Ra). При этом при низких значениях показателя 4Не региональных (Япония, Bohai Bay & North Jiangsu - Китай, Новая Зеландия, Калифорния) изотопных полей отмечается и резкое снижение показателей 3Не и отношения 3Не/4Не. В этой совокупности изотопных полей оказались регионы с близкой тектонической позицией - это регионы островных дуг и активных континентальных окраин (Калифорния, Bohai Bay & North Jiangsu). Несомненна и их высокая неотектоническая активность. Как и в первом типе, во втором типе региональных изотопных полей отмечаются отдельные сгущения точек (данных), отражающих разнообразие геологического строения региона.
Второй тип нефтегазоносных регионов с высокими показателями (более 1Ra) ИГО обособился, в сущности, более двадцати лет назад. Преобладание таких значения выявилось при обобщении опубликованных материалов по нефтегазовым месторождениям Японии (H. Wakita et al., 1990 г.) и Восточного Китая (Xu Yongchang et al., 1996 г.). Значения ИГО менее 0,1Ra для месторождений этих регионов оказались не характерными. Новые данные изотопно-гелиевых исследований, особенно полученные по нефтегазоносным провинциям Китая, позволили теперь существенно продвинуться в типизации таких регионов и расшифровке природы нефтегазовых месторождений. Как оказывается, две совокупности региональных изотопных полей образуют две самостоятельные группы, соприкасающиеся друг с другом вдоль диагональной линии А-А со значениями отношения 3Не/4Не ~ 0,1Ra (рис. 4).
В ряде опубликованных статей и докладов [14, 18-23] нами были изложены результаты мультирегионального обобщения и альтернативной интерпретации углерод-гелиевых изотопно-геохимических материалов для нефтегазовых месторождений и грязевых вулканов (в сопоставлении с результатами исследований по вулканам, фумаролам и гидротермам). Было выявлено [14], что при совмещении двух суммарных
3 3 4 3 3 4
диаграмм ССН4/ He - Не/ Не и ССО2/ He - Не/ Не их изотопные поля в значительной мере перекрываются (рис. 5). Сходство диаграмм свидетельствует о том, что, подобно углекислоте вулканов и гидротерм, генезис метана нефтегазовых месторождений оказывается также связан с глубинными, мантийно-коровыми процессами. Разные
механизмы и процессы рециклинга корового материала были задействованы не только при генерации водно-углекислых, но и углеводородных флюидов. Смена окисленного состояния углерода (СО2) восстановленным (СН4 и более высокомолекулярные углеводороды) свидетельствует о снижении интенсивности магматической деятельности (степени частичного плавления вещества) и о прекращении выноса его продуктов в приповерхностные оболочки. Таким образом, на диаграмме (см. рис. 5) проявляются две глобальные разновидности, два типа дегазации Земли, связанные с окислительными и восстановительными обстановками.
Субвертикальная линия Б1-Б1 на рис. 5 со значением ИГО вблизи 0,2Яа ограничивает даже минимальные проявления водно-углекислой («горячей» по П.Н. Кропоткину) дегазации Земли при значениях ИГО менее 0,2Яа. Линия Б1-Б1 на этой диаграмме почти полностью совпадает с разделительной линией А-А со значением ИГО вблизи 0,1Яа на другой диаграмме (см. рис. 4). Это совпадение еще раз подтверждает различия геодинамических обстановок (режимов) двух групп нефтегазовых месторождений, выделенных на рис. 4, обстановок генерации их углеводородных флюидов и процессов нефтегазонакопления. На рис. 4 обособились, в сущности, два типа нефтегазоносных регионов, отличающихся характером процессов формирования скоплений углеводородов, генетически связанных с двумя типами углеводородной ветви дегазации Земли.
Выводы
1. Выполнено мультирегиональное обобщение изотопно-гелиевых данных для нефтегазовых месторождений, выявившее разнообразие геодинамических обстановок их формирования и распространения.
2. На суммарной диаграмме 3Не - 4Не обособились две совокупности (два типа) нефтегазоносных регионов с умеренными (менее 0,1Яа) и высокими (0,1Яа - 6,5Яа) значениями изотопно-гелиевых отношений.
3. Для нефтегазовых месторождений регионов второго типа, с более высокой геодинамической активностью, при росте значений отношения 3Не/4Не отмечаются более высокие значения изотопа 3Не (рост геодинамической активности), приводящие в конечном итоге к смене главного компонента газовой фазы месторождений (переход от СН4 к СО2).
4. В изотопно-гелиевых отношениях отражаются различия региональных и внутрирегиональных геодинамических обстановок и процессов мантийно-корового взаимодействия и рециклической переработки корового материала. Эти отношения характеризуют также два типа углеводородной ветви дегазации Земли и процессов формирования углеводородных скоплений в нефтегазоносных регионах.
Работа выполнена при поддержке РФФИ (проект 14-05-00869) и Программы фундаментальных исследований Президиума РАН №1.4П, 2015-2017 гг.
ЛИТЕРАТУРА
1. Carbon in Earth. Reviews in Mineralogy and Geochemistry / Mineralogical Society of America, Geochemical Society. 2013. Vol. 75. 698 p.
2. Валяев Б.М. Углеводородная дегазация Земли, геотектоника и происхождение нефти и газа (развитие идей П.Н. Кропоткина) // Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений (к 100-летию со дня рождения П.Н. Кропоткина) / Отв. ред. акад. А.Н. Дмитриевский, Б.М. Валяев. М.: ГЕОС, 2011. С. 10-32.
3. Дмитриевский А.Н. Теоретические основы и механизмы формирования энергоактивных и флюидонасыщенных зон Земли // Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений (к 100-летию со дня рождения П.Н. Кропоткина) / Отв. ред. акад. А.Н. Дмитриевский, Б.М. Валяев. М.: ГЕОС, 2011. С. 33-41.
4. Нетрадиционные ресурсы углеводородов: распространение, генезис, прогнозы, перспективы развития: Материалы Всерос. конф. с междунар. уч. 12-14 ноября 2013 г. М.: ГЕОС, 2013. 314 с.
5. Валяев Б.М. От генезиса традиционных к генезису традиционных и нетрадиционных скоплений и ресурсов углеводородов // Электрон. журн. «Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика». 2013. Вып. 1(7). 15 с. - Режим доступа: http://oilgasjournal.ru
6. Дмитриевский А.Н. Полигенез нефти и газа // Генезис нефти и газа. М.: ГЕОС, 2003. С. 104-105.
7. Etiope G., Sherwood Lollar B. Abiotic Methane on Earth // Reviews of Geophysics. 2013. Vol. 51. P. 276-299.
8. Etiope G. Natural gas seepage // The Earth's Hydrocarbon Degassing. Springer, 2015. 199 p.
9. Kelley D.S., Fruh-Green G.L. Abiogenic methane in deep-seated mid-ocean ridge environments; insights from stable isotope analyses // J. Geophys. Res. B. 1999. Vol. 104. P. 10439-10460.
10. Sherwood Lollar B., Lacrampe-Couloume G., Voglesonger K., Onstott T.C., Pratt L.M., Slater G.F. Isotopic signatures of CH4 and higher hydrocarbon gases from Precambrian Shield sites: a model for abiogenic polymerization of hydrocarbons // Geochim. Cosmochim. Acta. 2008. Vol. 72, P. 4778-4795.
11. Jenden P.D., Hilton D.R., Kaplan J.R., Craig H. Abiogenic hydrocarbons and mantle helium in oil and gas fields. The future of energy gases // U.S. Geological survey professional paper. 1993. № 1570. P. 31-56.
12. Dai JinXing, Zou CaiNeng, Zhang ShuiChang et. al. Discrimination of abiogenic and biogenic alkane gases // Sci. China, Ser. D-Earth Sci. 2008. Vol. 51, № 12. P. 1737-1749.
13. Etiope G., Schoell M. Abiotic Gas: Atypical, But Not Rare // Elements. 2014. Vol. 10. P. 291-296.
14. Валяев Б.М., Дрёмин И.С. Природа процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления: углеводородные флюиды и первичный гелий // Электрон. журн. «Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика». 2014. Вып. 2(10). 12 с. - Режим доступа: http://oilgasjournal.ru
15. Гордиенко В.В., Тарасов В.Н. Современная активизация и изотопия гелия территории Украины. Киев: Знання. 2001. 101 с.
16. Kotarba M.J., Nagao K. Composition and origin of natural gases accumulated in the Polish and Ukrainian parts of the Carpathian region: Gaseous hydrocarbons, noble gases, carbon dioxide and nitrogen // Chemical Geology. 2008. Vol. 255. P. 426-438.
17. Yunyan Ni, Jinxing Dai, Shizhen Tao et al. Helium signatures of gases from the Sichuan Basin, China // Organic Geochemistry. 2014. Vol. 74. P. e1-e36.
18. Валяев Б.М., Дрёмин И.С. Углерод-гелиевая изотопно-геохимическая система: тренды разнообразия и единства генезиса углеводородных флюидов и месторождений // Электрон. журн. «Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика». 2015. Вып. 1(11). 24 с. -Режим доступа: http://oilgasjournal.ru
19. Валяев Б.М., Дрёмин И.С. Дегазация Земли и природа процессов нефтегазонакопления (изотопно-геохимические и геодинамические аспекты) // Геология и полезные ископаемые мирового океана. 2015. № 2. С. 33-49.
20. Valyaev B., Dremin I. Recycling of crustal matter and the processes of mantle-crust interaction in the genesis of hydrocarbon fluids // Book of abstracts of Intern. Conf. on Gas Geochemistry 2013. Patras, Greece, 2013. P. 32.
21. Valyaev B.M., Dremin I.S. Deep Roots of the Fluid Systems and Oil-Gas Fields (Isotope Geochemical and Geodynamic Aspects) // Abstracts of Intern. Conf. Goldschmidt 2015. Prague, Czech Republic, 2015. P. 3221.
22. Valyaev B.M., Dremin I.S. Origin of Mud Volcano Gases and Gas Fields (Isotope-geochemical and Geodynamic Aspects) // Abstracts of Intern. Conf. on Gas Geochemistry 2015 (ICGG-13). Chengdu, China, 2015. P. 29-30.
23. Valyaev B.M., Dremin I.S. Hydrocarbon degassing of the earth and origin of oil-gas fields (isotope-geochemical and geodynamic aspects) // Abstracts of Intern. Conf. EGU General Assembly 2016. Vienna, Austria, 2016. P. 921.
REFERENCES
1. Carbon in Earth. Reviews in Mineralogy and Geochemistry / Mineralogical Society of America, Geochemical Society. 2013. Vol. 75. 698 p.
2. Valyaev B.M. Uglevodorodnaya degazatsiya Zemli, geotektonika i proiskhozhdenie nefti i gaza (razvitie idey P.N. Kropotkina) // Degazatsiya Zemli i genezis neftegazovykh mestorozhdeniy (k 100-letiyu so dnya rozhdeniya P.N. Kropotkina) / Otv. red. akad. A.N. Dmitrievskiy, B.M. Valyaev. M.: GEOS, 2011. S. 10-32.
3. Dmitrievskiy A.N. Teoreticheskie osnovy i mekhanizmy formirovaniya energoaktivnykh i flyuidonasyshchennykh zon Zemli // Degazatsiya Zemli i genezis neftegazovykh mestorozhdeniy (k 100-letiyu so dnya rozhdeniya P.N. Kropotkina) / Otv. red. akad. A.N. Dmitrievskiy, B.M. Valyaev. M.: GEOS, 2011. S. 33-41.
4. Netraditsionnye resursy uglevodorodov: rasprostranenie, genezis, prognozy, perspektivy razvitiya: Materialy Vseros. konf. s mezhdunar. uch. 12-14 noyabrya 2013 g. M.: GEOS, 2013. 314 s.
5. Valyaev B.M. Ot genezisa traditsionnykh k genezisu traditsionnykh i netraditsionnykh skopleniy i resursov uglevodorodov // Elektron. zhurn. «Georesursy. Geoenergetika. Geopolitika». 2013. Vyp. 1(7). 15 s. - Rezhim dostupa: http://oilgasjournal.ru
6. Dmitrievskiy A.N. Poligenez nefti i gaza // Genezis nefti i gaza. M.: GEOS, 2003. S. 104-105.
7. Etiope G., Sherwood Lollar B. Abiotic Methane on Earth // Reviews of Geophysics. 2013. Vol. 51. P. 276-299.
8. Etiope G. Natural gas seepage // The Earth's Hydrocarbon Degassing. Springer, 2015. 199 p.
9. Kelley D.S., Fruh-Green G.L. Abiogenic methane in deep-seated mid-ocean ridge environments; insights from stable isotope analyses // J. Geophys. Res. B. 1999. Vol. 104. P. 10439-10460.
10. Sherwood Lollar B., Lacrampe-Couloume G., Voglesonger K., Onstott T.C., Pratt L.M., Slater G.F. Isotopic signatures of CH4 and higher hydrocarbon gases from Precambrian Shield sites: a model for abiogenic polymerization of hydrocarbons // Geochim. Cosmochim. Acta. 2008. Vol. 72, P. 4778-4795.
11. Jenden P.D., Hilton D.R., Kaplan J.R., Craig H. Abiogenic hydrocarbons and mantle helium in oil and gas fields. The future of energy gases // U.S. Geological survey professional paper. 1993. № 1570. P. 31-56.
12. Dai JinXing, Zou CaiNeng, Zhang ShuiChang et. al. Discrimination of abiogenic and biogenic alkane gases // Sci. China, Ser. D-Earth Sci. 2008. Vol. 51, № 12. P. 1737-1749.
13. Etiope G., Schoell M. Abiotic Gas: Atypical, But Not Rare // Elements. 2014. Vol. 10. P. 291-296.
14. Valyaev B.M., Dryomin I.S. Priroda protsessov neftegazoobrazovaniya i neftegazonakopleniya: uglevodorodnye flyuidy i pervichnyy geliy // Elektron. zhurn. «Georesursy. Geoenergetika. Geopolitika». 2014. Vyp. 2(10). 12 s. - Rezhim dostupa: http://oilgasjournal.ru
15. Gordienko V.V., Tarasov V.N. Sovremennaya aktivizatsiya i izotopiya geliya territorii Ukrainy. Kiev: Znannya. 2001. 101 s.
16. Kotarba M.J., Nagao K. Composition and origin of natural gases accumulated in the Polish and Ukrainian parts of the Carpathian region: Gaseous hydrocarbons, noble gases, carbon dioxide and nitrogen // Chemical Geology. 2008. Vol. 255. P. 426-438.
17. Yunyan Ni, Jinxing Dai, Shizhen Tao et al. Helium signatures of gases from the Sichuan Basin, China // Organic Geochemistry. 2014. Vol. 74. P. e1-e36.
18. Valyaev B.M., Dryomin I.S. Uglerod-gelievaya izotopno-geokhimicheskaya sistema: trendy raznoobraziya i edinstva genezisa uglevodorodnykh flyuidov i mestorozhdeniy //
Elektron. zhurn. «Georesursy. Geoenergetika. Geopolitika». 2015. Vyp. 1(11). 24 s. - Rezhim dostupa: http://oilgasjournal.ru
19. Valyaev B.M., Dryomin I.S. Degazatsiya Zemli i priroda protsessov neftegazonakopleniya (izotopno-geokhimicheskie i geodinamicheskie aspekty) // Geologiya i poleznye iskopaemye mirovogo okeana. 2015. № 2. S. 33-49.
20. Valyaev B., Dremin I. Recycling of crustal matter and the processes of mantle-crust interaction in the genesis of hydrocarbon fluids // Book of abstracts of Intern. Conf. on Gas Geochemistry 2013. Patras, Greece, 2013. P. 32.
21. Valyaev B.M., Dremin I.S. Deep Roots of the Fluid Systems and Oil-Gas Fields (Isotope Geochemical and Geodynamic Aspects) // Abstracts of Intern. Conf. Goldschmidt 2015. Prague, Czech Republic, 2015. P. 3221.
22. Valyaev B.M., Dremin I.S. Origin of Mud Volcano Gases and Gas Fields (Isotope-geochemical and Geodynamic Aspects) // Abstracts of Intern. Conf. on Gas Geochemistry 2015 (ICGG-13). Chengdu, China, 2015. P. 29-30.
23. Valyaev B.M., Dremin I.S. Hydrocarbon degassing of the earth and origin of oil-gas fields (isotope-geochemical and geodynamic aspects) // Abstracts of Intern. Conf. EGU General Assembly 2016. Vienna, Austria, 2016. P. 921.
ПРИЛОЖЕНИЕ
Рис. 1. Мультирегиональная изотопно-гелиевая диаграмма для метана нефтегазовых месторождений (по данным [14], с дополнениями, отмеченными в тексте статьи)
Рис. 2. Мультирегиональная изотопно-гелиевая диаграмма для метана месторождений нефтегазоносных регионов с умеренными значениями изотопно-гелиевых отношений 3Не/4Не (менее 0,1Ra) (по данным [15-16, 23]; Liu Quanyou et al., 2008, 2012 гг.; Liu Wenhui et al., 2011 г.; Э.М. Прасолов, 1990 г.)
1,0Е-08
1,0Е-09
1,0 Е 10
ЗНе
1,0 Е-11
1,0 Е-12
1,0 Е-13
-■ О New Zealand California • * < л- -, iiA i* :
• Japan A Bohai & North Jiangsu Ж A > и
j; 'mC • 1 • II 1 1 1 1 1—1- r
J ;; « t « < • } °
• • --1-1 1 1 1 1 1 -1-1-lllll -1-1—1 Mill -1-1—1 1 1 1—b
1,0 Е-0 6
1,0Е-05
1,0Е-04 4Не 1.0Е-03
1,0Е-02
Рис. 3. Мультирегиональная изотопно-гелиевая диаграмма для метана месторождений нефтегазоносных регионов с высокими значениями изотопно-гелиевых отношений 3Не/4Не (0,1Ra - 6,5Ra) (по данным G.L. Lyon et al., 1996 г.; P.D. Jenden et al., 1988 г.; R.J. Poreda et al., 1986 г.; H. Wakita et al., 1990 г.; Zhijun Jin et al., 2009 г., Xu Yongchang et al., 1996 г.)
Рис. 4. Изотопно-гелиевая диаграмма для метана месторождений: сопоставление нефтегазоносных регионов с умеренными (менее 0,1 Яа, - красные кружочки; перечень регионов см. на рис. 2) и с высокими (от 0,1Яа до 6,5Яа - синие треугольники; перечень
регионов см. на рис. 3) значениями отношений 3Не/4Не (обобщение данных из рис. 2 и 3)
Рис. 5. Объединенная углерод-гелиевая изотопно-геохимическая диаграмма для метана (ССН4/3Не, красные треугольники) и углекислоты (ССО2/3Не, синие кружочки), по данным, приведенным в [14]. (На рис. 5 красные линии ограничивают мультирегиональное суммарное поле метана нефтегазовых месторождений, синие линии - мультирегиональное суммарное поле углекислоты для флюидов вулканов, фумарол и гидротерм. Поле совмещения красных и синих значков отражает совмещение углерод-гелиевых изотопно-геохимических полей метана и углекислоты)
