Как было показано, для озерной нефти характерна средняя прарафинистость, низкое содержание высокомолекулярных соединений, как правило, низкое содержание серы. Это определяет хорошие промышленные качества и меньшую химическую агрессивность жидких УВ озерного генезиса по сравнению с углеводородами морского генезиса. Таким образом, в среднем, добыча УВ озерного генезиса несет меньшую геохимическую нагрузку на окружающую среду за счет более «облагороженного» их состава. Так, относительно низкое содержание парафинов в озерной нефти благоприятно для ее добычи и транспортировки, а малая сернистость по сравнению с морскими нефтями снижает ее агрессивность при транспортировке и количество вредных выбросов при переработке. По другим свойствам, таким как плотности и содержания смол, асфальтенов, газосодержащие, различия связаны не столько с генезисом нефтематеринского вещества, сколько со степенью его катагенетического преобразования, и сильно различаются в зависимости от месторождения.
Вместе с тем геологические условия лимногенных месторождений УВ, связанные с особенностями залегания лимногенных материнских пород (высокая глубина залегания, многоярусность промышленных скоплений, их сильная латеральная контрастность в сочетании с переменной мощностью), технически усложняет их разработку и эксплуатацию. Особенно ярко труднодоступность лимногенных месторождений проявляется в рифтогенных осадочных бассейнов внутри и на окраинах платформ. В последнем случае их разведку и разработку необходимо проводить с акватории шельфовых морей, что сопряжено с повышенными рисками разлива углеводородного сырья и загрязнения окружающей среды.
Наряду с геоэкологическими аспектами добычи традиционных углеводородных ресурсов, необходимо отдельно рассмотреть спектр проблем, связанных с извлечением сланцевой нефти и газа, значительная часть месторождений которых имеет озерное происхождение. В отличие от месторождений традиционных углеводородов, скопления нефтяных сланцев лимногенных бассейнов по сравнению с морскими бассейнами, имеют как правило более высокую промышленную ценность за счет большой мощности залежей и высокого содержания битуминозного компонента.
Крупнейшим месторождением нефтеносных сланцев в мире является лимногенная формация Грин-Ривер. В подземном сланцевом бассейне площадью около 15 тыс. км2, содержится около 800 млрд баррелей извлекаемых запасов нефти, что втрое больше запасов Саудовской Аравии. Сопоставимы по запасам с формацией Грин-Ривер верхнепермские озерные сланцы северо-запада Китая. В Бразилии крупнейшее месторождение нефтяных сланцев озерного генезиса -- бассейн долины Параиба. Многочисленные небольшие сланцевые бассейны озерно-аллювиального генезиса, часто связанные с угленосными толщами, не имеют высокого промышленного значения из-за преобладания небольших и рассеянных залежей. геологический месторождение химический углеводород
Поскольку в незрелых нефтяных сланцах, в отличие от проницаемых нефтяных пластов, нефть не может свободно перемещаться в слоях, для ее извлечения применяются различные технологий, такие как прогревание пород и использование направленных взрывов. Это приводит к значительному удорожанию процесса добычи и вызывает ряд геоэкологических проблем. В процессе извлечения нефти требуется бурение все новых скважин, так как скважина отдает только тот объем, на который удалось подействовать проведенными мероприятиями, остальная нефть останется нетронутой, пока не будет пробурена следующая скважина и не проведен все тот же комплекс процедур. Разработка сланцевых месторождений, таким образом, ведет к ряду геоэкологических проблем, связанных с высоким расходом воды, высокой энергоемкостью процесса извлечения горючих сланцев, выбросами в атмосферу парниковых газов.
Выводы
1. Отличительная особенность нефтегенного органического вещества озерного генезиса заключается в его высокой геохимической гетерогенности по сравнению с морским и аллювиально-болотными органическими фациями в сочетании с высоким содержанием планктоногенного (сапропелевого) вещества I типа, способного продуцировать качественные углеводороды с высоким содержанием водорода.
2. В озерных бассейнах накапливаются преимущественно нефтематеринские отложения, реже газоматеринские, причем последние формируются в гидрологически открытых, пресноводных водоемах в сочетании с аллювиально-болотными угленосными фациями.
3. Лимногенные углеводороды составляют три геохимических группы, соответствующие трем типам озерных бассейнов -- гидрологически открытым (сточным), закрытым (бессточным) и сбалансированным. Выделенные группы отличаются составом керогенов, соотношением сапропелевой и гумусовой компоненты органического вещества, индексом Н/С материнских пород, а также физико-химическими свойствами генерируемых УВ, такими как плотность, содержание парафинов и серы.
4. Высокопарафинистые нефти озерно-аллювиального генезиса в сравнении с собственно «озерными» углеводородами зачастую имеют наиболее качественные физико-химические свойства -- среднюю и низкую плотность, пониженное содержание высокомолекулярной компоненты (асфальтенов), низкую сернистость, однако они, как правило, не образуют крупных месторождений.
5. В целом нефтематеринские породы и резервуары озерного происхождения играют значительную роль в формировании месторождений УВ платформенных рифтогенных бассейнов, нижних (синрифтовых) комплексов пассивных окраин, межгорных и предгорных впадин. Значительно менее распространены они в бассейнах наплитных впадин и геосинклинальных поясов.
6. Нефти озерного генезиса в среднем по сравнению с углеводородами морского генезиса имеют более экологичные физико-химические свойства (за исключением тяжелых нефтей эвапоритовых озерных бассейнов) -- меньшую сернистость и большую парафинистоть, однако их месторождения отличаются более сложными геологическими условиями добычи, сопряженные с рядом геоэкологических проблем.
7. Широкий спектр геоэкологических проблем (истощение водных ресурсов, загрязнение атмосферы парниковыми газами и др.) также связан с освоением месторождений термически незрелой сланцевой нефти, наиболее ценные из которых имеют озерное происхождение.
Список литературы
1. Обстановки осадконакопления и фации / под ред. Х. Рединга. М.: Мир, 1990. Т. 1. 351 с.
2. РассказовА.А., ВасильеваЕ.Ю., ГорбатовЕ.С., Георгиевский А.Ф. Лимногеология и условия озерного осадкообразования: учеб. пособие, М.: РУДН, 2012. 151 с.
3. Рассказов А.А., Горбатов Е.С., Васильева Е.Ю. Геодинамические условия формирования приразломных озерных котловин Южного и Среднего Урала // Геофизические исследования. 2013. № 2. С. 71--83.
4. Cohen A.S. Paleolimnology: the history and evolution of lake systems. Oxford: 2003. 500 p.
5. Bohacs K.M., CarrollA.R., Neal J.E. Lessons from large lakesystems -- thresholds, nonlinearity, and strange attractors / Geological Society of America Special Paper 370, 2003. Pp. 75--90.
6. Рассказов А.А., Скобелев С.Ф., Стукалова И.Е. Эволюция процессов континентального литогенеза в лимногенных комплексах Урала // Седиментогенез и литогенез осадочных образований. В.П. Алексеев (отв. ред.). Екатеринбург: УГГГА, 1996. С. 104--105.
7. Bohacs K.M., Carroll A.R., Neal J.E., Mankiewicz P.J. Lake-Basin Type, Source Potential, and Hydrocarbon Character: an Integrated Sequence Stratigraphic-Geochemical Framework / Gierlowski-Kordesch E.H., Kelts K.R. Lake basins through space and time / AAPG, 2000. Pp. 3--34.
8. Kelts K. Environments of deposition of lacustrine petroleum source rocks: an introduction // Lacustrine petroleum source rocks // Lacustrine Petroleum Source Rocks A.J. Fleet, K. Kelts, M.L. Talbot (Ed.) Oxford: 1988. Pp. 3--27.
9. Скоробогатов В.А. Термобарогеохимическая эволюция скоплений УВ (на примере молодых плит СССР) // Геология нефти и газа. 1991. № 8. С. 23--29.
10. Carroll A.R., Bohacs K.M. Stratigraphic classification of ancient lakes: Balancing tectonic and climatic controls. Geology 27, 1999. Pp. 99--102.
11. Carroll A.R., Bohacs K.M. Laketype controls on petroleum source rock potential in nonmarine basins // AAPG Bulletin, v. 85, no. 6 (June 2001). Pp. 1033--1053.
12. Полякова И.Д. Нефтегазаносные бассейны Южной Атлантики // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2014. Т. 9. № 2. С. 1-22.
13. Лимнология и палеолимнология Монголии / отв. ред. Ю.Ю. Дгебуадзе. М., 2014. 412 с.; ил. (Биологические ресурсы и природные условия Монголии: Труды Совместной Российско-Монгольской комплексной биологической экспедиции РАН и АНМ; т. 60.)
References
14. Sedimentary environmental and facies / Ed. H. Reading. Moscow: Mir, 1990. T. 1. 351 p.
15. Rasskazov A.A., Vasilyeva E.Yu., Gorbatov E.S., Georgievsky A.F. Limnogeology and conditions of lacustrine Sedimentation: A Training manual. Moscow: RUDN, 2012. 151 p.
16. Rasskazov A.A., Gorbatov E.S., Vasilieva E.Yu. Geodynamical conditions formation of fault lacustrine kettles in the South and Middle Urals // Geophysical Research. 2013. № 2. Pp. 71-- 83.
17. Cohen A.S. Paleolimnology: the history and evolution of lake systems. Oxford: 2003. 500 p.
18. Bohacs K.M., Carroll A.R., Neal J.E. Lessons from large lakesystems -- thresholds, nonlinearity, and strange attractors / Geological Society of America Special Paper 370, 2003. Pp. 75--90.
19. Rasskazov A.A., Skobelev S.F., Stukalova I.E. Evolution of processes of continental lithogenesis in limnogenic complexes of the Urals // Sedimentogenesis and lithogenesis of sedimentary formations. Ed. V.P. Alekseev. Ekaterinburg: UGGGA, 1996. Pp. 104--105.
20. Bohacs K.M., Carroll A.R., Neal J.E., Mankiewicz PJ. Lake-Basin Type, Source Potential, and Hydrocarbon Character: an Integrated Sequence Stratigraphic-Geochemical Framework / Gierlowski-Kordesch E.H., Kelts K.R. Lake basins through space and time / AAPG, 2000. Pp. 3--34.
21. Kelts K. Environments of deposition of lacustrine petroleum source rocks: an introduction // Lacustrine petroleum source rocks // Lacustrine Petroleum Source Rocks A.J. Fleet, K. Kelts, M.L. Talbot (Ed.) Oxford: 1988. Pp. 3--27.
22. Skorobogatov VA. Thermobarogeochemical evolution of hydrocarbon accumulations (using the example of young plates of USSR) // Geology of oil and gas. 1991. № 8. Pp. 23--29.
23. Carroll A.R., Bohacs K.M. Stratigraphic classification of ancient lakes: Balancing tectonic and climatic controls. Geology 27, 1999. Pp. 99--102.
24. Carroll A.R., Bohacs K.M. Lake-type controls on petroleum source rock potential in nonmarine basins // AAPG Bulletin. V. 85. No. 6 (June 2001). Pp. 1033--1053.
25. Polyakova I.D. Oil and gas basins ofthe South Atlantic // Oil and gas geology. Theory and practice. 2014. Vol. 9. No. 2. Pp. 1--2.
26. Limnology and Paleolimnology of Mongolia / Ed. Yu.Yu. Dgebuadze. Moscow, 2014. 412 p.
Сведения об авторах:
Рассказов Андрей Андреевич -- доктор геолого-минералогических наук. E-mail: rasskazo@ yandex.ru
Горбатов Евгений Сергеевич -- кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Института физики Земли им. О.Ю. Шмидта
Васильева Екатерина Юрьевна -- кандидат географических наук, доцент кафедры геоэкологии экологического факультета РУДН.
Bio Note:
Rasskazov Andrey Andreevich -- Doctor of Geological and Mineralogical Sciences.
Gorbatov Evgeny Sergeevich -- candidate of geological and mineralogical sciences, senior researcher of the O.Yu. Schmidt Institute of Physics of the Earth. of the Russian Academy of Sciences.
Vasilyeva Ekaterina Yurievna -- Candidate of Geographical Sciences, Associate Professor of the Department of Geoecology of the Environmental Faculty of the Peoples' Friendship University of Russia.