/
Текст
'КИ
мле
Ю.И.Пиковский
Природные
и техногенные
потоки углеводородов
в окружающей среде
ИЛДАТЕЛЬСТвО
московского
УНИВЕРСИТЕТА
Ю.И. Пиковский
ПРИРОДНЫЕ И
ТЕХНОГЕННЫЕ ПОТОКИ
УГЛЕВОДОРОДОВ
В ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЕ
Издательство Московского университета
1993
УДК 547.912+553.98+(502.5+502.65):665.6
Рецензенты:
доктор геолого-минералогических наук Б.М.Валяев
доктор географических наук А.Н.Геннадиев
Печатается по постановлению
Редакционное издательского совета
Московского университета
Федеральная целевая программа
книгоиздания России
Пиковский Ю.И. Природные и техногенные пото¬
ки углеводородов в окружающей среде. - М: Изд-во
МГУ, 1993. - 208 с.: - ISBN 5-211-02466-4
В монографии впервые рассматриваются закономерности
распределения природных потоков углеводородов в недрах и
особенности техногенных потоков, образующихся в ландшаф¬
тах в результате добычи нефти и газа. Описаны закономер¬
ности миграции нефти в почвах различных биоклиматических
зон, влияние нефти на биотический компонент ландшафта,
особенности рекультивации земель.
Для специалистов в области охраны природной среды,
рекультивации земель, нефтяников.
Табл. 48. Ил. 20. Библиогр.: 160 назв.
NATURAL AND TECHNOGENIC FLOWS OF HYDROCARBONS
IN THE ENVIRONMENT
Abstract
Geoecological problems of hydrocarbon migration in the environ¬
ment are discussed. The functions of hydrocarbons in the exchange of
matter and energy between the geospheres and biosphere, the associ¬
ation between hydrocarbon flows, generating major oil/gas fields, and
outgassing of the Earth, seismicity, hydrothermal process, geochemical
aureole in rocks and landscapes are shown here.
In the book are given the results of the investigation of oil pollut¬
ed soils, the concept of forecasting division-district and geoecological
jnonitoring in the production regions, the function of the PAH as geo¬
chemical indicators of lithosphere and technogenic flows, the principles
of complex luminescence diagnostic of the polluted environment, the
load of oil pollutants on the environment.
This book is meant for the researchers of the Earth, experts in
the environment and students.
1502010000-059
IX 80
077(02)-93
ISBN 5-211-02466-4
© Издательство Московского
университета, 1993 г.
Введение
В современном мире углеводороды - главнейшие топливно-
энергетические и сырьевые ресурсы. Непрерьюное усиление их
потоков происходит в связи с интенсификацией добычи и перера¬
ботки горючих полезных ископаемых, в первую очередь нефти и
газа. Глобальное техногенное рассеяние углеводородов приводит
к загрязнению обширных пространств, нарушению нормальных
биогеохимических циклов, ухудшению качества сельскохозяйст¬
венных земель. Природные потоки углеводородов, идущие из ли¬
тосферы в ландшафтную оболочку, содержат важную информацию
о геохимических процессах и скоплениях полезных ископаемых в
земной коре Вторжение потоков углеводородов в биосферу про¬
исходит на фоне географической зональности, в результате чего
наблюдается разнообразие ответных реакций природных систем
Изучение всего многообразия процессов мобилизации, миграции,
концентрации и рассеяния углеводородов, их взаимодействия с
окружающей средой стало одной из актуальных теоретических и
практических задач геоэкологии.
Объект геоэкологии - географическая оболочка Земли, вклю¬
чающая в себя всю биосферу и те части внутренних геосфер и
космического пространства, с которыми человек соприкасается
в жизнедеятельности.
Географическая оболочка - это целостный планетарный при¬
родный комплекс Земли, сформированный и функционирующий
при одновременном участии солнечной энергии и внутренней энер¬
гии планеты. Она занимает историческое пространство, в котором
происходит взаимное проникновение и взаимовлияние наружных
оболочек Земли - атмосферы, гидросферы и литосферы, живого
вещества и человеческого общества. Вся эта система внутренних
и внешних связей и позволяет считать географическую оболочку
особым пространством материального мира, познание которого
имеет важнейшее значение для человеческого общества.
Изучение потоков вещества, энергии и информации, связыва¬
ющих между собой все компоненты географической оболочки, а
ее с окружающим материальным миром - важный путь познания
внутренних закономерностей эволюции биосферы, ее локальных,
региональных и глобальных изменений в связи с естественным
развитием Земли и хозяйственной деятельностью
Значительное место в этих потоках принадлежит углероду
После работ В.И.Вернадского и А.Е.Ферсмана геохимические
3
циклы углерода стали предметом постоянного внимания геологов,
географов и биологов.
Углеводороды как одна из важных форм существования уг¬
лерода занимают важное место в обмене веществом и энергией
между внутренними геосферами и биосферой, между природной
средой и обществом. Потоки углеводородов на протяжении всей
истории биосферы участвовали в геохимическом цикле углерода,
поддерживавшем жизнь на Земле.
Накапливается все больше данных, свидетельствующих о том,
что убыль углерода, выходящего из биотического круговорота,
пополнялась в биосфере за счет притока углеводородов, которые
подвергались в атмосфере фотоокислению и переводились в СОг
и воду. Особое значение углеводородные потоки приобрели в об¬
мене веществом и энергией между природой и обществом. Масса
углеводородов, ежегодно поступающих из недр в техносферу, в
настоящее время не менее чем в пять раз превышает естественное
углеводородное дыхание планеты. Энергия углеводородов - один
из главных факторов развития человеческой цивилизации С по¬
следней трети прошлого столетия до последней трети нынешнего
углеводороды стали в известном смысле “хозяевами” планеты,
их энергия преобразила ее лик, они стали узлом многих про¬
тиворечий в обществе. Проблемы, связанные с углеводородами,
относятся к числу важнейших проблем изучения географической
оболочки.
Имеются три группы процессов, в результате которых воз¬
никают углеводородные потоки в географической оболочке. 1)
биогенный синтез из продуктов распада биомассы, 2) природная
дегазация внутренних оболочек Земли - литосферы и мантии,
3) добыча и переработка горючих ископаемых, в первую оче¬
редь нефти и газа Эти источники дают начало четырем видам
углеводородных потоков (табл. 1).
Биосферные потоки возникают в результате биогеохимичес-
ких процессов в твердом субстрате биосферы (почвах, донных
отложениях, органогенных образованиях) и атмосфере как часть
естественного биогеохимического цикла углерода.
Литосферные эндолитогенные потоки образуются во внутрен¬
них геосферах вне зоны биогеохимических реакций Источником
углеводородов служат продукты дегазации мантии, углеродистые
вещества земной коры, в том числе её осадочной оболочки. Энер¬
гетический источник этих потоков - эндогенная энергия Земли
Эндолитогенные потоки - главный фактор образования скоплений
углеводородов в литосфере.
Литосферные технолитогенные потоки - результат естествен¬
ной дегазации недр, в основном осадочных горных пород и скоп¬
лений горючих ископаемых, спровоцированной геотехническими
комплексами - скважинами, горными выработками. Такие потоки
проявляются в виде выходов нефти и газа на земной поверхности, в
4
Таблица 1
Типы геохимических потоков углеводородов
Типы и место
образования
потоков уг¬
леводородов
Форма проявления углеводородных потоков
нелокализованные
локализованные
рассеяния
концентрация
рассеяния
концентрация
1
2
3
4
5
Биосферные
(биолито¬
генные)
Литосферные
(эн дол и то-
генные)
Литосферные
(технолито-
генные)
Техносферные
(биотехно-
генные)
Техносферные
(техноген¬
ные)
Выделение
УВ почвами,
донными
отложениями,
болотами,
биотой,
осадочными
породами
Холодная
У В дегазация
литосферы и
мантии по
зонам раз¬
ломов и
сейсмиче¬
ской ак¬
тивности
Хронические
выделения
газов и жид¬
ких УВ на
месторожде¬
ниях горючих
ископаемых,
производст¬
венные и
бытовые
сбросы, вых¬
лопные газы
Накопление
углеводоро¬
дов в тор¬
фяниках,
лигнитах
Образование
газо гидра¬
тов, битуми¬
нозных пород,
горючих
сланцев, УВ
в углях
Водный сток
УВ в кас¬
кадных ланд-
шафтно-гео-
химических
системах
концентрации
Выделение
УВ микроор¬
ганизмами в
термальных
и минераль¬
ных источ¬
никах
Вынос УВ
продуктами
грязев. и
лавового
вулканизма,
газогидро¬
термальной
деятельности
рассеяния
скоплений
углеводо¬
родов.
Выходы неф¬
ти и газа
на поверх¬
ность по
трещинам,
горным
выработкам
Аварийные и
техноло¬
гические
сбросы неф¬
ти, газа,
сточных
вод в ланд¬
шафтах
Ферментатив¬
ное образова¬
ние биогаза в
скоплениях
биомассы
Образование
скоплений
нефти, газа,
руд в лито¬
сфере
Перетоки
углеводородов
из залежей в
другие кол¬
лекторы
Ферментатив¬
ное образова¬
ние “биогаза”
за счет скоп¬
ления органи¬
ческих продук¬
тов техногене¬
за
Добыча и
транспорти¬
ровка нефти,
газа, транс¬
портировка
нефтепродук¬
тов
шахтах, штольнях, в форме межпластовых перетоков флюидов на
разрабатываемых месторождениях, образования “техногенных”
залежей углеводородов в недрах. Усилению потоков способству-
1*
5
ют многочисленные искусственные каналы миграции, активизация
нео^ектонических движений земной коры.
Среди потоков углеводородов, возникающих в сфере хозяйст¬
венной деятельности (техносфере), можно выделить биотехноген-
ные и собственно техногенные потоки. Виотехногенные потоки
связаны с микробиологическим синтезом метана на техногенном
органическом субстрате, в основном на свалках, и образованием
биогаза.
Собственно техногенные потоки - это результат добычи нефти
и газа, их транспортировки, переработки, потребления Уп¬
равляемые (транспортируемые углеводороды) и неуправляемые
(сбрасываемые в окружающую среду) техногенные потоки уг¬
леводородов - мощный фактор антропогенного преобразования
географической оболочки
Во всех типах углеводородных потоков различаются нелокали-
зованные потоки, осуществляющие сток углеводородов с больших
пространств и действующие практически непрерывно с меняю¬
щейся интенсивностью, и локализованные потоки, связанные с
точечными и линейными источниками, прерывистыми во вре¬
мени и пространстве. Основной геохимический процесс - это
рассеяние углеводородов в литосфере, гидросфере, атмосфере,
почвенно-растительном покрове с последующей их трансформа¬
цией. Временно могут возникать и потоки концентрации вещества
(в основном в литосфере и техносфере), которое в конечном итоге
приходит в состояние рассеяния. Также не существует резких
границ между нелокализованными и локализованными потоками.
Перемещение потоков в пространстве происходит в транзитных
водно-газовых системах, а аккумуляция - в основном в твердом
субстрате
В данной работе на концептуальном уровне рассматривают¬
ся типология, генезис, особенности проявления и геохимическая
роль з ландшафтах природных и техногенных потоков углево¬
дородов, методы оценки состояния и прогноз изменения среды,
загрязненной этими потоками.
На основе собственных многолетних исследований геохимии
углеродистых веществ в различных регионах страны, обобщения
литературных материалов автор попытался создать концепцию
единого геохимического углеводородного цикла, все блоки кото¬
рого (биосферный, литосферный и техносферный) взаимообуслов¬
лены и взаимосвязаны Автор надеется, что эта концепция мо¬
жет помочь в раскрытии глубоких геосферно-биосферных связей,
обусловленных потоками вещества и энергии между земными обо¬
лочками. Поиски, разведка и рациональное использование энер¬
гетических ресурсов недр Земли, с одной стороны, и сохранение
благоприятной для жизни окружающей среды, с другой,- важней¬
шие геологические, географические и геоэкологические проблемы,
которые необходимо рассматривать в тесном единстве.
6
В первой части книги рассматриваются природные потоки, соз¬
дающие естественный углеводородный фон биосферы и ресурсы
нефти и газа в недрах земной коры; излагаются нетрадиционные
взгляды на формирование литосферных потоков углеводородов
и их связь со сквозными сейсмогенными зонами и современной
морфосгруктурой Особое внимание уделяется полициклическим
ароматическим углеводородам как геохимическим индикаторам
литосферных потоков углеводородов. Эти соединения еще недос¬
таточно оценены в поисковой геохимии.
Вторая часть книги посвящена экологическим аспектам изуче¬
ния потоков углеводородов, образующихся в результате утечек и
аварий при добыче и транспортировке нефти и газа. Исследу¬
ется поведение потоков разлившейся на земле нефти, их влияние
на окружающую среду, особенности самоочищения и рекульти¬
вации загрязненных почв. Дается разработанная совместно с
М.А.Глазовской концепция прогнозного геоэкологического райо¬
нирования территорий нефтедобычи, основанная на выделении
ландшафтно-геохимических систем - взаимосвязанных потоков
вещества в ландшафтах. Завершением этой части служит гла¬
ва о геоэкологическом мониторинге при добыче и переработке
нефти и газа - системе наблюдений и оценке состояния среды,
воздействия на окружающую среду предприятий нефтегазового
комплекса, диагностике и нормированию загрязнений.
Книга написана на материалах оригинальных исследований (за
исключением обзорной первой главы), проведенных в лаборато¬
рии углеродистых веществ биосферы географического факультета
МГУ. Автор многие годы работал под руководством профессоров
В.Н Флоровской и М.А. Глазовской, чьи идеи в значительной
мере определили его научное мировоззрение В приводимых
данных заложен большой труд сотрудников лаборатории. Ряд
исследований проведен совместно с коллегами из других фирм
и организаций. Ссылки на них даются в соответствующих мес¬
тах книги.
Часть I
ПРИРОДНЫЕ потоки
УГЛЕВОДОРОДОВ В БИОСФЕРЕ И
ЛИТОСФЕРЕ
ГЛАВА 1.
БИОСФЕРНЫЕ ПОТОКИ УГЛЕВОДОРОДОВ
1.1. Формы и резервы углерода в географической
оболочке
Географическая оболочка может существовать как целостный
комплекс только благодаря взаимному обмену веществом, энерги¬
ей и информацией между его блоками. В такой обмен включены
практически все известные химические элементы, но организуют
его потоки всего трех элементов (Н, С, О) в формах живого вещес¬
тва, воды, углекислоты и углеводородов. Эти главные активные
потоки неразрывно связаны между собой, тесно взаимодействуют
друг с другом и одинаково необходимы для географической обо¬
лочки, выполняя в ней определенные функции. Наиболее активно
обмен веществ происходит в биосфере, но он не менее важен и
за ее пределами.
Исключительная роль в этих потоках принадлежит углероду.
Все разнообразие форм существования углерода в географи¬
ческой оболочке вслед за В И Вернадским можно разделить на
следующие большие группы: 1) живое вещество; 2) нефоссили-
зированные продукты отмирания и жизнедеятельности живого
вещества; 3) кислородные минеральные формы углерода (окислы,
карбонаты); 4) некислородные формы существования углерода
(углеродистые вещества) - самородный углерод, карбиды, твер¬
дые углеродные полимеры, асфальт, нефть, природный газ и др.
Эти группы представляют собой сложноорганизованные суб¬
станции, состоящие из различных соединений, их модификаций,
парагенетических ассоциаций Самые простые из них - окислы
и карбонаты,- и те редко встречаются в виде чистых соедине¬
ний и выделений одного компонента или минерала. Это главная
особенность проявления углерода в географической оболочке.
Вторая особенность всех групп соединений углерода на Зем¬
ле - две формы их существования, концентрированная и рассеян¬
8
ная (диспергированная). В живом веществе это микроорганизмы
и представители высших форм растительного и животного мира,
для продуктов отмирания - рассеянное органическое вещество и
скопления торфа, гумуса, сапропеля; для кислородных соедине¬
ний - рассеянное СО2 и толщи известняков, доломитов, карбона¬
тов; для углеродистых веществ - рассеянные формы во всех типах
горных пород и скопления угля, нефти и газа.
За пределами географической оболочки - в верхней атмосфе¬
ре, ближнем и дальнем космосе, а также мантии Земли - углерод
очень распространенный элемент и существует в иных, малоз’с-
тойчивых для географической оболочки, формах. В межзвездных
облаках и кометах Солнечной системы углерод присутствует в
космической пыли и газах, в атомарном виде, в виде ионов, прос¬
тых молекул, радикалов (СО, С, НС, CS, С2Н, СН3ОН и др.). В
пылевом компоненте диффузных облаков находится в среднем 30%
углерода (Мендыбаев, Лавру хин, 1986).
В коме кометы Галлея было идентифицировано около 20 сое¬
динений углерода, главными из них предполагаются СОг и СО, по
распространенности следующие после Н2О. Среди других соеди¬
нений углерода в атмосфере кометы предполагаются СН4, HCN,
HC3N2, CH3CN и CS2 (Мендыбаев, Лаврухин, 1986).
В мантии Земли термобарические условия позволяют предпо¬
лагать существование углерода в элементной форме (графит), в
форме ионов и радикалов (СН, CHJ, CHJ, CN, CS и др.), а также
простых молекул (СН4, СО, СО2). Как в космосе, так и в мантии
наряду с углеродом наиболее широко распространен водород
Реакции в вакууме под влиянием космических излучений и ре¬
акции в зонах мантии Земли в условиях высоких температур и
давлений приводят к разнообразным сложным соединениям угле¬
рода, которые могут быть устойчивы в условиях географической
оболочки, но могут распадаться в зоне реакции. Эти реакции -
единственно возможные первоисточники всех форм углерода на
Земле.
В географической оболочке цикл углерода можно представить
в виде взаимодействия потоков углерода в четырех названных
формах (рис. 1).
Резервы углерода в географической оболочке разделяются на
подвижные и неподвижные. В подвижных резервах углерод может
перемещаться в пространстве и обмениваться веществом с други¬
ми блоками географической оболочки. В неподвижных резервах
углерод только фиксируется Он приводится в движения в ре¬
зультате крупного прирогшого катаклизма (например, внедрение
магмы, крупное землетрясение) или техническими средствами.
Подвижные резервы углерода. 1) углеводороды и окислы угле¬
рода в водных и газовых потоках; 2) живое вещество, 3) отмершие
остатки организмов в почве и донных отложениях; 4) скопления
углеводородов в стратисфере.
9
Рис. 1 Геохимический цикл углерода в географической оболочке
Квадраты - резервы углерода (т), стрелки - потоки углерода,
цифры у стрелок - величина потоков
Всего в подвижных резервах географической оболочки содер¬
жится 4,5 • 1013 т углерода. Все неподвижные резервы углерода
сосредоточены в литосфере в виде карбонатных отложений, мине¬
ралов, карбонатитовых руд, рассеянного в породах углеродистого
вещества, твердых углеродистых минералов, графита, алмазов,
10
скоплений угля и горючих сланцев. Точных оценок всего не¬
подвижного резерва углерода в литосфере пока не существует.
Не менее 1 • 1017 т углерода находится в осадочной оболочке ли
тосферы (Будыко и др., 1985). Масса углерода, перешедшего из
подвижного резерва углерода в неподвижный за фанерозойскую
историю, почти на три порядка больше, чем его находится в сов¬
ременном подвижном резерве. На этот факт обратил вниман*
Г.И. Войтов (1986).
Как показывают данные современных исследований (Будыко
и др., 1985; Голубев и др., 198G), в течение фанерозоя масса
СО2 в атмосфере менялась неоднократно, но в пределах одного
порядка. Таким образом, углерод, уходящий в неподвижный
резерв, должен был постоянно пополняться из внешнего источника,
которым могла быть только мантия Земли (Ронов, 1976, 1980;
Кропоткин, 1986; Будыко и др., 1985; Войтов, 1986).
Резервы углерода в различных блоках географической обо¬
лочки и направления потоков между ними показаны на рис. 1.
Большинство из них хорошо изучено и приводится почти на всех
схемах геохимических циклов углерода. Некоторые важные пото¬
ки предполагаются теоретически, актуально их исследование.
Гктт»^ещества и энергии в географической оболочке в целом
поддерживаются неравномерным привносом солнечной энергии,
определяющим географическую зональность. Избыток энтропии
в атмосфере в виде СО2, который создается дыханием биосферы,
принимается гидросферой, а затем фиксируется в виде карбонатов
в литосфере. Увеличение СО2 в атмосфере, связанное, например
с увеличением вулканической деятельности, влечет интенсивное
отторжение ее - накопление биомассы, карбонатов, увеличение
скорости их фиксации в литосфере, что показано А.Б. Роновым
(1976). Нарушение этого механизма может привести к быстрой
деградации всей системы географической оболочки.
Единство географической оболочки, всех ее блоков прояв¬
ляется как в функциональной связи потоков углерода, так и в
характере его подвижных резервов. Подвижные резервы углерода
в атмосфере (7 • 1011 т), живом веществе (7 • 1011 т) и в литосфере
(нефть и газ ~ 8 Ю11 т) удивительно совпадают по массе. Смысл
этой закономерности еще предстоит раскрыть.
1.2. Углеводороды в живом веществе
Живое вещество ландшафтной оболочки и гидросферы синте¬
зирует углеводороды и содержит их в некоторых ничтожно малых
количествах в основном в составе липидной фракции.
Среди биогенных углеводородов, широко распространенных в
географической оболочке, следует различать две генетические
группы.
11
1 Первично-биогенные углеводороды - продукты биосинтеза в
живом организме или в биокосной среде Образование первично¬
биогенных углеводородов связано непосредственно с жизнедея¬
тельностью живого организма
2 Вторично-биогенные углеводороды - продукты биогеохими-
ческого или геохимического преобразования различных неугле¬
водородных соединений, входящих в состав биомассы отмерших
организмов в почвах, водной среде, донных отложениях, осадоч¬
ных горных породах
Наиболее существенные для географической оболочки источ¬
ники биогенных углеводородов, высшие и низшие растения и
животные суши и океана; микроорганизмы (метанопродуиирую-
щие бактерии) почв и донных отложений; отмершие растительные
и животные остатки, захороненные в субаквальных отложениях
В живом веществе (микроорганизмах, высших и низших расте¬
ниях и животных) встречаются углеводороды различного проис¬
хождения. Одни, в основном предельные алифатические соедине¬
ния, синтезируются в клетках живого вещества, другие (углево¬
дороды разных классов) поглощаются растениями и животными
из окружающей среды. Углеводороды живого вещества обладают
различной степенью подвижности Летучие углеводороды (Ci-Ce)
легко поглощаются и выделяются живыми организмами, выполняя
обменную функцию с окружающей средой. Высокомолекулярные
углеводороды (С7-С40), по-видимому, прочно связаны с биопо-
лимерными веществами организма и выводятся в окружающую
среду лишь после его гибели и разложения.
Углеводороды обнаружены во всех органах растений. Особен¬
но много их в листьях, где они присутствуют в виде компонентов
кутикулярных восков (Угрехелидзе, 1976).
Большой интерес представляет наличие в составе растений
летучих углеводородов. Уже давно был замечен процесс химичес¬
кого взаимодействия между растениями, названный аллелопатией.
В числе летучих веществ, выделяемых растениями, были обнару¬
жены летучие спирты, альдегиды, органические кислоты и эфиры
Г А Санадзе (1961) собрал и изучил в выделяемых растениями
летучих веществах газообразные углеводороды - метан, этан, про¬
пан, бутан и их более высокомолекулярные гомологи. Особенно
подробно им были изучены выделения углеводородов листьями
акации Robina pseudoacacia и тополя Popus Simonii (табл. 2). Автор
фиксировал выделение углезодородов до 1,416% с 1 м2 листовой
поверхности растения за 1 ч. Особенностью i ыделения растения¬
ми летучих углеводородов было то, что этот процесс происходил
только на свету, т.е. он связан, по-видимому, с функцией фото¬
синтеза.
Выделение растениями газообразных углеводородов широко
распространено в природе. Г.А. Юрин и другие (1982) обнаружи¬
ли, что высшие растения в различных органах сорбируют метан и
12
Таблица 2
Летучие углеводороды, выделенные поверхностью
листьев акации и тополя (по Санадзе, 1961)
Растения
Сумма
летучих
углеводо¬
родов, %
Углеводороды, %
СН4
С2Н4
с3н8
С4Ню
выше
С4
Robenia pseudoac.
Через 3 ч после
начала опыта
То же
через 24 ч
Popus Simonii
icia
0,127
0,259
0,376
0,015
0,008
0,018
0,009
0,009
0,034
0,019
0,009
0,021
0,043
0,010
0,022
0,047
0,224
0,281
его более тяжелые гомологи, содержащиеся в окружающей среде.
Углеводородное дыхание растений было зафиксировано С А Ма¬
медовой и Г.Л. Брескиной (1986).
Более высокомолекулярные летучие гомологи метана (н-пен-
тан, н-гексан, н-гептан, н-октан, изооктан, н-нонан) идентифици¬
рованы среди пахучих выделений Cryptitaenica japonica Hassu.
Летучие гомологи метана (этан и пропан) выделяются различ¬
ными сортами яблок и томатов (Угрехелидзе, 1976).
Г.А. Санадзе (1961) обнаружил летучие соединения типа бен¬
зола в выделениях акации, тополя и табака. Есть указания на об¬
наружение одноядерного ароматического углеводорода п-кумола
в растениях Ledum palustre var. dilatatium, Melaneuca linariifolia,
Litsea zeylanica, Aegle marmelos, Libocedrus bidwillii.
Высокомолекулярные предельные углеводороды с числом уг¬
леродных атомов от Ci& и выше обнаружены в тканях различных
органов высших растений. В обзоре Д.Ш. Угрехелидзе (1976)
много упоминаний об идентификации различных парафиновых
углеводородов в воске листьев, например у некоторых видов се¬
мейств Pmus, Eucaliptus, Nicotinia, Ascellepias и др. Преобладают,
как правило, алканы с нечетным числом атомов углерода от С24
до С35 как нормального, так и изостроения, причем доминируют
углеводороды с С27, С2э и С31.
Широко распространены высокомолекулярные алканы такого
же строения в восках плодов (яблок, клюквы, цитрусовых и др.)*
Среди нормальных алканов подземных частей растений преобла¬
дают углеводороды С27~Сзз (корни) и С17-С25 ( клубни Deoscorea
deltoidea). Парафиновые углеводороды обнаружены в коре деревь¬
ев, а также в семенах.
Данных о количественных содержаниях алканов в растениях
очень мало. Например, содержание углеводородов в листьях
чайного растения составляет 0,013% на сухой вес (Кабахидзе
и др., 1971). В лепестках цветков Calendula afticinalis алканов
13
содержится 0,015% (на сырой вес лепестков). В клубнях Dioscorea
deltoidea общее содержание алканов достигает 0,02%. Во фракции
липидов, выделенных из листьев шпината, содержание н-алканов
составляет 0,1% (Угрехелидзе, 1976).
Среди высокомолекулярных циклических углеводородов в рас¬
тениях наиболее часто обнаруживаются полициклические арома¬
тические углеводороды (ПАУ). По поводу природы этих углево¬
дородов в растениях нет единого мнения. Одни исследователи
считают, что часть ПАУ синтезируется в организмах растений,
другие - что эти углеводороды усвоены растениями из окружаю¬
щей среды. Во многих древесных и культурных растениях (листья
бука, дуба, березы, липы, клена, тополя, хвоя ели и сосны, плоды
и клубни овощей, фруктов, цитрусовых, злаки и др.), выращенных
вне близкого контакта с источниками загрязнения, обнаруже¬
ны 3,4-бензпирен, 3,4- и 10,11-бензфлуорантены, 1,2-бензантрацен,
индено-(1,2,3)-пирен и др. (Угрехелидзе, 1976). Другие авто¬
ры указывают на идентификацию в растениях (качанный салат,
соя, рожь, табак) бензпиренов, перилена, антантрена, бензпериле-
нов, дибензантрацена, коронена, фенантрена, антрацена, пирена,
флуорантена, бензантрацена и хризена. Эти углеводороды были
встречены в растениях, выращенных в естественных условиях. В
тех же растениях, выращенных в климатической камере, ПАУ об¬
наружены не были (Grimmer, Duvel 1970). Общее содержание ПАУ
в высших растениях - 5-110 мкг/кг (5 • 10_7-1 • 10~*5%) сухой массы.
Таблица 3
Содержание и состав углеводородов в
морских водорослях (по О,Г. Миронову, 1985)
Водоросли
Содержание углеводородов
e % от сухой массы
Домини¬
рующий
н-апкан
общее
количе¬
ство УВ
нормаль¬
ные ал-
каны
изоал-
каны
Polysiphonia elangata
0,8
0,2
не обн.
Ci?
Phyllophora nervosa
0,6
0,07
»>
С17
Corallina officinalis
0,6-1,3
0,08-0,2
0,03
Cl7
Cermanium rubrum
1,1
0,8
0,07
С17
Ulva rigida
0,8
1,12
не обн.
С15
Enteromorpha mtestina
0,9-1,9
1,14-0,9
С15
Enteromorpha Л at rata
0,5
0,2
м
Cl5
Cladostephus verticilatus
0,12
следы
м
С17
Cystoseria barbata
1,0
следы
W
С17
Углеводороды входят в состав организмов низших растений,
в частности морских водорослей (табл. 3). Водоросли содержат,
14
как правило, смесь нормальных и разветвленных алканов, среди
которых доминируют углеводороды С15 и Ci7 (Миронов, 1985).
Нормальные алканы входят в воскообразный слой, выполняющий
у водорослей защитные функции.
Имеются экспериментальные данные об образовании ПАУ в
водорослях: хлорелла, культивированная на питательной сре¬
де, в которой источником углерода был С14-ацетат, синтезиро¬
вала меченные С11 ПАУ - флуорантен, 1,2-бензантрацен, 3,4-
бензфлуорантен, 3,4-бензпирен, 1,12-бензперилен, 11,12-бензфлуо-
рантен, инденопирен (Borneff et al., 1968).
Таким образом, в растених распространены углеводороды раз¬
личных классов, но наиболее характерны для них алифатические
соединения. Источник углеводородов в растениях двоякий: часть
их синтезируется в теле растений, выполняя определенные физи¬
ологические функции, часть усваивается растениями из окружа¬
ющей среды - почвы, воды или воздуха. Биосинтез нормальных
алканов осуществляется за счет соответствующих жирных кислот,
а биосинтез изоалканов - за счет аминокислот, причем процесс би¬
осинтеза стимулируется светом, т.е. связан с фотосинтезом (Угре¬
хелидзе, 1976). Вопрос о возможности биосинтеза ароматических
соединений, в частности ПАУ, остается пока дискуссионным.
Данных о содержании углеводородов в телах животных очень
мало. Известно, что летучие углеводороды, в частности метан,
образуются в связи с процессами кишечной ферментации у жвач¬
ных животных. Д. Эххальт (Ehhalt, 1974) приводит величины
продуцирования метана различными животными: от 15 (овцы, ко¬
зы) до 100-200 г (лошади, крупный рогатый скот) в день. Исходя
из общей численности животных и потреблении ими растительно¬
го материала оценивает выделение метана наземными животными
в 110-200 млн т в год.
Содержание углеводородов в телах морских животных колеб¬
лется у одних и тех же видов в зависимости от загрязненности
среды их обитания. Общее содержание углеводородов в телах
морских организмов изменяется от 1 • 10~4 до 2 • 10~2% на сы¬
рую массу, а в загрязненных водоемах достигает 5,45 • 10"2%
(Миронов, 1985).
В табл. 4 приведены данные о содержании алифатических и
ароматических углеводородов в организмах морских животных
(Миронов, 1985). Углеводороды содержатся в различных органах
животных, но в основном накапливаются в печени. Наиболее
легкие углеводороды (Сю и Сц) содержатся в печени и кишечнике
гидробионтов.
Таким образом, живое вещество осуществляет биосинтез уг¬
леводородов в теле организма и углеводородный обмен с окру¬
жающей средой, который заключается в выделении растениями
и животными летучих низкомолекулярных углеводородов и погло¬
щении углеводородов из среды обитания. Живое вещество играет
15
Таблица 4
Содержание углеводородов в некоторых
морских эюивотных (по О.Г. Миронову, 1985)
Морской организм
Содержание, % от сырой массы
Рыбы
0,01-0,09
Бентос и некробентос
0,007-0,2
Саргассовы кр и ветки
0,3
Морские уточки
0,6
Крабы плавунцы
3,4
Плоские крабы
1,1
Летучие рыбы
0,03
Саргассовы рыбы
0,16
Морские иглы
0,9
Спинороги
0,17
роль буфера, поглощая из среды и метаболизируя антропогенные
загрязнения. Вместе с тем не ясно, какие экологические послед¬
ствия это имеет для самого живого вещества в целом, так как
поглощаемые вредные или токсичные вещества передаются по
длинной пищевой цепи в биогеоценозах.
Оценить количественно углеводородный обмен между живым
веществом и средой очень трудно. По данным О.Г. Мироно¬
ва (1985), ежегодная продукция углеводородов в море за счет
фотосинтеза составляет 12 млн т. По подсчетам Л. Эххаль-
та, наземные животные выделяют легких углеводородов ежегодно
100-200 млн т. Исходя из среднего содержания углеводородов в
сырой массе растения 0,01% и годовой массы трав и лесов суши
п • 1012 (Ковда, 1985), получим годовую продукцию углеводородов
растениями суши примерно 100 млн т. Таким образом, живое
вещество планеты ежегодно синтезирует знутри себя, поглощает
и выделяет в окружающую среду из своих тел примерно 100-300
млн т углеводородов, в основном алифатического строения.
1.3. Углеводороды в почвах
Биогенные углеводороды в почвах образуются за счет двух
основных источников - углеводородов, находящихся в составе
растительного опада, и вторично синтезируемых метанообра¬
зующими бактериями. Накопление и выделение углеводородов
почвенным покровом в пространстве и во времени неравномерно.
Оно зависит от состава почв и растительности, характера их
хозяйственного использования, климата и времени года.
Углеводороды относятся к неспецефическиМ компонентам поч¬
венного гумуса. Легкие углеводороды составляют часть рассеян¬
ных газов почвенной атмосферы, высокомолекулярные нелетучие
16
углеводороды входят в состав почвенных липидов - гидрофобной
смеси органических соединений, извлекаемых из почвенной массы
спиртобензолом. В торфах углеводороды находятся в составе
“торфяных битумов”, близких по своим свойствам почвенным
липидам.
Общие запасы углеводородов в почвенном покрове мира (иск¬
лючая зоны арктических пустынь, пустынь, каменистых пустынь,
ледники и снежники) приблизительно 2-3 млрд т (при среднем *
содержании углеводородов 0,002-0,003%). Поскольку ежегодное
поступление липидов в почву составляет в среднем 10-12% от
запасов в почве, то ежегодное глобальное поступление углеводо¬
родов в почву можно оценить 200-300 млн т, что соответствует
ежегодному выделению углеводородов живым веществом. В числе
этих углеводородов 0,1-0,5 млн т будут составлять ПАУ.
Углеводородная газовая атмосфера почв. Углеводородная
газовал атмосфера зафиксирована в разнообразных типах зо¬
нальных почв с различными почвенно-геохимическими условия¬
ми. Считалось, что автохтонная составляющая углеводородной
атмосферы - это только метан, генерируемый метанообразующи¬
ми бактериями. В настоящее время установлено, что в зональных
почвах, как затопленных, так и незатопленных, происходит обра¬
зование не только метана, но и его гомологов этана, пропана,
бутана (Орлов и др , 1986). Соотношение метана и его газооб¬
разных гомологов в этих почвах близко к такому соотношению в
залежах нефти и газа: от 3,5:1 до 7:1 (табл 5).
Углеводородная атмосфера в почвах может формироваться
двумя группами источников автохтонным - за счет органического
вещества самих почв и аллохтонным - в результате прихода газоь
из подстилающих горных пород.
Автохтонный источник легких углеводородов - это деятель¬
ность метанообразующих бактерий, синтезирующих метан путем
восстановления углекислоты водородом (Беляев, 1984). Наиболее
интенсивно этот процесс происходит в восстановительной обста¬
новке в субаквальных ландшафтах, слабее в широком диапазоне
зональных почв в супераквальных и элювиальных ландшафтах
при микрогетерогенности окислительно-восстановительных усло¬
вий (Орлов и др , 1986).
Биогенное метанообразование развивается в различных усло¬
виях, которые отражаются на скорости генерации метана, интен¬
сивности его накопления и изотопном составе. По данным Койама
(Коуаша, 1963), скорость микробиологического продуцирования
метана в затопленных рисовых почвах при 30° С изменялась длч
разных типов почв от 1,0 до 3,9 см (0,07—0,2 г) в день на 100 г
сухой почвы. Минимальные скорости продуцирования СЩ отме¬
чались в песчаных почвах, максимальные - в перегнойных. Л ля
одних и тех же типов почв скорость генерации метана зависит от
температурных условий. Скорость генерации метана снижается
2 Пиковский
17
Таблица 5
Рассеянные газообразные углеводороды в некоторых типах
зональных почв (% по объему) (по О.Н. Минъко, 1987)
Типы почв
Метан
Пропан
Бутан
абс.
ОТН.
абс.
ОТН.
абс.
ОТН.
Торфянисто-
глеевая
10_4-10~2
82,3
10-6-10-2
16,6
10-6-10-4
1Д
Перегнойно-
грунтово-
глеевая
10_4-10_3
81,2
10-6-10_3
16,8
10_6-10_4
2,0
Дерново-
подзолистая
W
1
0
1
чГ
1
О
1-Н
78,0
10-6-10-3
20,0
10_6-10_4
2,0
Чернозем южный
орошаемый
10-4-10“2
81,3
10_5-10_3
15,8
КГ6-10-4
2,9
Солончак
гидроморфный
10_4-10-2
87,2
10-5-10“3
10,4
10-6-10-4
2,4
Рисовые почвы,
затопленные
под культуру
риса
10-4-10-1
10-6-10-3
10-6-10“5
при понижении температуры инкубации с 30 до 20°С - в 5 раз,
с 30 до 10°С - в 18 раз, а с повышением температуры с 30 до
40°С увеличилась в 1,5 раза.
В модельно-полевых опытах (Орлов и др , 1986; Минько, 1987)
скорость генерации и эмиссии в атмосферу углеводородов в поч¬
вах зависела от природных условий (табл. 6)
Таблица 6
Скорость эмиссии биогенных углееодородоов из почв (г/м2 в год
при продуцировании в течение 120 сут) (О.Н. Минько, 1987)
Условия опыта
СН4
С2Н4
с2нб
с3н8
Всего УВ
Чернозем орошаемый южный
3,2
1,7
2,0
0,6
7,5
Чернозем южный и лугово¬
болотная почва, затоплен¬
ная под культуру риса
17,0
4,3
14,6
1,3
37,2
По подсчетам О.Н. Минько, рисовые почвы за летний период
выделяют с 1 га около 220 кг углеродов в виде углеводородов
и СОг-
По подсчетам Д. Эххальта, средняя скорость продукции метана
в затопленных почвах мира составляет 206 г/м2 в год, а в почвах
Японии - 80 г/м2. По экспериментам, проведенным в умеренной
зоне, скорость метанообразования в почвах примерно в 5 раз ниже,
18
чем в Японии, что соответствует данным Койямы о снижении
скорости метанообразования с понижением температуры. В целом
в мире почвы рисовых полей продуцируют 280 млн т метана в год
(Ehhalt, 1974).
Метанообразование с разной скоростью идет во всех гидро-
морфных и полугидроморфных ландшафтах - болотах, пресновод¬
ных озерах, морских маршах, затопляемых лугах, поймах и др.
Скорости и годовая продукция метана в почвах разных природ¬
ных зон приведены в табл. 7.
Таблица 7
Скорость глобальной продукции метана в гидроморфных и
полугидроморфных ландшафтах разных природных зон (Ehhalt, 1974)
Природная зона,
ландшафт
Скорость
образования
сн4,
г/год*м2
Общая пло¬
щадь
ландшафтов,
10б км
Г одовая
продукция
метана,
млн т в год
Тундра
17,0
8,0
1,3-13
Лесные ландшафты
0,9 Ю-2
44,0
0,4
Болота, марши
50-100
2,6
130-260
Пресноводные озера
50-100
2,5
1,25-25,0
Элювиальные и транс-
элювиальные
ландшафты
0,44
30,0
10,0
Рисовые поля
206
1,35
280,0
Всего
около 510,0
Средняя величина современной генерации метана в почвах
колеблется от 200-300 до 500 млн т в год, причем основная часть
этой продукции приходится на болотные ландшафты и орошаемые
рисовые поля.
Одновременно с генерацией метана в почвах идут процессы
его окисления метаноокисляющими бактериями. Их количест¬
венная сторона изучена еще недостаточно. С.С. Беляев (1984)
приводит данные об окислении метана в илах оз. Черный Кучи-
ер, интенсивность которого составляет примерно 40% от метана,
генерируемого микроорганизмами. По данным других исследо¬
вателей, скорость окисления метана составляет 20-30% месячной
продукции метана. Эти цифры, по-видимому, отражают реаль¬
ные процессы окисления, скорость которых также зависит от
окислительно-восстановительного потенциала и термического ре¬
жима почв. В целом можно принять, что обменный фонд биогенных
углеводородов между почвами и атмосферой составляет 150-350,
а с учетом тяжелых углеводородов 200-400 млн т в год.
При бактериальном генерировании метана его изотопный сос¬
тав варьирует в широких пределах. Наряду с легким бактерии
19
генерируют изотопно-тяжелый метан, не отличающийся от тер¬
мокаталитического и мантийного метана (Беляев, 1984, Лебедев
и др., 1981). На изотопный состав биогенного метана влияют
многие факторы. При однородном субстрате, низких скоростях
метанообразования и небольшой доле потребления метана мик¬
роорганизмами образуется наиболее легкий биогенный метан <513
ниже — 60%о Более тяжелый биогенный метан (до — 10%о) обра¬
зуется в результате ряда причин 1) наследование субстрата с
изотопно-тяжелым углеродом, 2) высокая скорость метаногенеза,
3) образование метана термофильными бактериями; 4) частичное
окисление биогенного метана.
Поскольку легкие изотопы углерода в углеводородах могут на¬
капливаться в результате изотопного фракционирования в недрах
и даже иметь мантийный генезис (Галимов, 1973), то применять
изотопный критерий для диагностики биогенных углеводородов в
отрыве от других показателей вряд ли возможно.
Липвды и битуминозные вещества в почвах. Высокомоле¬
кулярные углеводороды входят в состав почвенных липидов - сме¬
си органических веществ, извлекаемых из почв спиртобензолом.
В торфяных почвах они входят в состав битумов, извлекаемых из
торфа бензолом и спиртобензолом В состав почвенных липидов
и битумов входят помимо углеводородов хлорофилл и продукты
его распада, жирные кислоты и их производные, спирты, аль¬
дегиды, кетоны, каротиноиды и др Сама фракция почвенных
липидов четко отделяется от других компонентов органического
вещества почв своей гидрофобностью и растворимостью в мало¬
полярных органических растворителях Е.В. Фридланд (Паников
и др., 1984) к этим признакам добавляет наличие высших ал¬
кильных радикалов и присутствие подобных веществ в составе
живых организмов
В табл. 8 приведены подсчеты годового поступления липидов в
почвы вместе с опадом. Сами же липиды труднее всего подверга¬
ются трансформации в почве. Их содержание изменчиво по типам
почв и, как правило, убывает от горизонта А к горизонтам В и С
Растворимая в горячем петролейном эфире неполярная часть
липидной фракции колеблется от 8 до 80% для разных типов почв
(Паников и др., 1984). В эту фракцию входят, по-видимому, не
только углеводороды, но и некоторые другие компоненты, в част¬
ности воска Более селективно углеводородная фракция липидов
извлекается путем холодной экстракции из почв гексаном или
петролейным эфиром. В этих фракциях углеводороды играют
основную роль, и в пределах точности анализа ее можно принять
за углеводородный фон почв. В хлороформную фракцию липидов,
полученную также путем холодной экстракции после экстрагиро¬
вания почвы гексаном, попадают некоторые другие классы мало¬
полярных соединений, входящие в липиды, наиболее восстановлен¬
ная их часть При диагностике в почвах углеводородов различной
20
Таблица 8
Годовое поступление липидов в почвах (по Е.В. Фридланд)
Тип почв
Ежегодное
поступление
липидов в
почву,
ц/га
Запасы липидов,
ц/га
Содержание
липидов, %
в под¬
стилке
в поч¬
венной
массе
0-50 см
в
опаде
в
гумусе
Лерново-подзол истая
под елово-пихтовым
зеленомошником
5,5
40,0
113,6
12,7
11,2
Чернозем обыкно¬
венный, разно-
травно-типчаково-
ковыльная степь
9,7
4,5
80,2
8,3
3,8
Бурая полупустын¬
ная, растительность
почвенно-
боялычевая
0.9
0,0
43,3
5,0
7,0
Серозем обыкно¬
венный, раститель¬
ность ©фемерно-
эфемероидная
4,7
0,0
38,3
6,6
4,6
Краснозем под
каштаново¬
грабовым
лесом
23,9
5,0
73,2
11,0
2,6
природы и их производных хлороформная фракция имеет важное
значение, так как при трансформации углеводородных соединений
возникают вещества, которые уже не извлекаются гексаном, а
остаются в хлороформной фракции. Гексановый и хлороформный
экстракты из органического вещества почв, полученные холодным
способом, в дальнейшем будем называть соответственно гексано¬
вым и хлороформным почвенными битумоидами. Они составляют
лишь часть “почвенных липидов”, извлекаемых из почв более
сильным растворителем (спиртобензолом) горячим способом.
В табл. 9 показано распределение гексановых и хлороформных
битумоидов в фоновых почвах различных природных зон. Отсю¬
да видно, что содержание гексановых битумоидов на 2-3 порядка
меньше, чем содержание органического углерода в почве. Можно
заключить, что заметного накопления в почвах высокомолеку¬
лярных углеводородов не происходит, а процесс развивается в
направлении биодеградации и трансформации этих соединений.
2*
21
Распределение гексановых (ГБ) и хлороформных (ХБ) битумоидов в
ючвах разных природных зон на фоновых участках, % на сухую массу
Почвенные горизонты 1
а
S
А
О
С
3
3
2
>»
<6
п
X
о
т-н
0,0005
г*
о
о
1
0,0005
0,01
0,004
0,001
100‘0
ГН
О
f
т-1
О
<э
а
0,004-0,005
1
0,002
ш
о>
0,0005
0,0005
1
0,0005
0,0005
ю
о
о
о
о
0,001
0,001
о
о
o'
0,0
1
0,002
О
О
m
У
О
с
1 JdoO 1
00
0,05
1,3
1
0,6
со
сч
1
1
1
1
0,15-0,39
1
0,1-0,2
иллювиальные |
X
t-
0,0005-0,03
0,03
0,0005
0,0005
0,01
0,005
0,001
0,001
0,005-0,02
0,001-0,009
1
0,002-0,008
ш
U
CD
0,0001-0,005
0,002
С,002
0,0005
0,005
0,0005
§
о
0,001
1
о
о
o'
о
о
0,006
0,001-0,003
1 JdoO 1
Ю
0,07-0,3
0,86
со
<N
00
о"
0,4-0,9
чр
<N
1
0,3-0,5
ю
а
1
0,27-0,98
1
сч
со
i
I—*
о~
гумусовые |
X
0,003
0,01
0,3
0,0023
0,01
0,008
0,005
0,002
0,005-0,05
0,001-0,005
1
0,01-0,02
ш
со
0,005
0,01
0,005
0,03
0,008
0,005
0,005
N
8
О
8
О
0,0-0,0001
0,02-0,05
0,001-0,003
! Jdo0 1
<N
1
I 0,12
0,27
2,8
7
ю
3,0
1
CD
7
о
1
1,1-3,0
1
0,6-1,6
Тип почвы, место¬
полажен ие
-
Подзол иллювиально- |
гумусовый глеевый
Зап. Сибирь, средняя тайга
Подзол иллювиально¬
железистый
Зап. Сибирь, средняя тайга
Перегнойно-глеевая
II Зап. Сибирь, средняя тайга
1 Дернсво-подзолистая
1 Прикамье, южная тайга
Лерново-карбонатная
Прикамье, южная тайга
Лерново-глеев
Прикамье, южная тайга
Лерново-среднеподзо-
листая суглинистая,
Белорусское Полесье
| Лерново-среднеподзо-
| листая песчаная,
Белорусское Полесье
Серая лесная 1
Приуралье, южная тайга
Подзолисто-буроземная
Карпаты
Чернозем выщелоченный
Татария, сев. лесостепь
Светлая серо-коричневая
Апшеронский п-ов,
сухие субтропики
22
Среди индивидуальных углеводородов в почвенных битумои-
дах наиболее полно исследованы нормальные алканы и полицик-
лические ароматические углеводороды. Первые присутствуют во
всех изученных типах почв. Среди них преобладают соединения
с длиной углеродной цепи от Сю до Сзв- Преобладают алканы
с нечетным числом атомов углерода в цепи. Около 2/3 фракции
алканов составляют углеводороды С*29> С31, С33 (de Borger, van
Elsen, 1974). Другими словами, распределение нормальных па¬
рафинов в почвах аналогично распределению тех же соединений
в высших растениях.
Полициклические ароматические углеводороды в почвах.
В последние годы было препринято детальное исследование поли-
циклич°оких углеводородов в почвах разных природных зон. На
наличие ПАУ во многих типах изучавшихся почв указывал еще
Blumer (1961), но происхождение этих углеводородов до сих пор
не получило однозначной трактовки. Вопрос о биосинтезе ПАУ
в растениях в ощутимых количествах пока остается открытым, а
встречающиеся в природе ПАУ более уверенно относились или
к техногенным продуктам (Шабад, 1973; Алексеева, Теплицкая,
1981), или к продуктам геологических процессов в земной коре
(Диагностика, ..., 1968).
Исследование почв заведомо фоновых районов, в которых тех¬
ногенное воздействие можно было свести к минимуму, позволило
доказать наличие ПАУ, связанное с почвообразовательными про¬
цессами. Изучались ПАУ в разновозрастных горно-луговых и
горных лесолуговых почвах Приэльбрусья и чернозем обыкно¬
венный в заповеднике Хомутовская степь (Геннадиев и др., 1987;
Геннадиев и др., 1991). В почвах этих территорий был идентифи¬
цирован большой набор ПАУ, включающий как замещенные, таки
незамещенные структуры. Содержание ПАУ в горизонтах Ао и Ai
почв горных районов изменялось от 1 • 10”6 до 2.2-10_5% на сухую
почву. При этом были обнаружены сложные коррелятивные связи
между содержанием ПАУ и возрастом почв с учетом уровня их
биологической активности, характера опада и типа гумуса. Эти
связи позволили заключить, что интенсивность биологического
круговорота влияет на концентрацию и состав ПАУ в почвах.
По результатам исследования черноземов на заповедных тер¬
риториях эти авторы обнаружили абсолютное преобладание фе-
нантреновых структур над другими ПАУ. Фенантрен и его гомо¬
логи наряду с нафталинами прослеживались по всему почвенному
профилю - от подстилки до почвообразующей породы на глуби¬
не 170-180 см. Более высокомолекулярные структуры (хризены,
пирены, тетрафен, трифенилен, 1,2-бензпирен, 3,4-бензпирен, пери-
лен, 1,12-бензперилен, коронен, нафтобензпирен) прослеживались
только в горизонтах Ао и Ai. Фенантрены оказались харак¬
терными ПАУ для черноземных почв лесостепной зоны, а их
23
распределение авторы рассматривают как индикатор различных
почвенно-генетических явлений.
Что касается происхождения разнообразного набора четырех¬
семи ядерных-ПАУ в верхних горизонтах почвенного профиля, то
они могли накопиться здесь двумя способами: непосредственно
в результате осаждения на почву регионально переносимых в
атмосфере загрязняющих веществ, либо при разложении опада
растений, поглотивших эти углеводороды в период своей жизни.
В обоих случаях концентрация высококольчатых ПАУ в верхних
горизонтах почв объясняется слабой миграционной способностью
в данных условиях.
При исследовании пахотного горизонта незагрязненных дерно¬
во-слаб оподзолистых почв Пермского Прикамья А.И. Оглоблиной
установлено явное преобладание нафталиновых структур (более
90%). Среди других ПАУ были обнаружены гомологи бензфлуо-
ренов, фенантренов и пиренов. Общее содержание ПАУ в таких
почвах было примерно 2 • 10”5% к весу сухой почвы.
Таким образом, ПАУ в фоновых почвах различных природ¬
ных зон составляют незначительную долю (десятые или первые
проценты) от общего содержания высокомолекулярных углево¬
дородов.
1.4. Потоки углеводородов в биосфере
Локализованные потоки биогенных углеводородов заметной
роли в глобальной миграции в географической оболочке не игра¬
ют. К ним относятся газопроявления в термальных и минераль¬
ных источниках, вызванные генерацией метана термофильными
метаногенами, а также ферментативное образование биогаза в
скоплениях биомассы из органического материала. Частным слу¬
чаем скоплений органического материала, служащего субстратом
для метанообразующих микроорганизмов, являются старые свал¬
ки хозяйственно-бытовых и промышленных отходов. Скопления
биогаза, состоящего из метана и углекислоты, в том числе и обра¬
зовавшиеся на свалках, как правило, невелики, но могут использо¬
ваться для местных бытовых нужд. По подсчетам американских
специалистов, со свалки, занимающей 160 га, можно получать 36,8
млн м3 газа в год. Для глобальных подсчетов ресурсов углево¬
дородов, вовлеченных в локализованные биолитогенные потоки,
сколько-нибудь достоверных данных не имеется.
Как уже отмечалось, миграция биогенных углеводородов осу¬
ществляется в основном в рассеянной форме. Существуют два
противоположно направленных потока углеводородов из зоны био¬
химической генерации: эмиссия летучих (в основном газообраз¬
ных) углеводородов из почв, донных отложений, частично расте¬
ний в атмосферу, дающая начало атмосферному биогеохимичес-
24
кому циклу; захоронение малоподвижных углеводородных молекул
в почвах и донных отложениях, погружение их вместе с осадком
в недра, вовлечение в биогеохимические процессы в осадках
осадочных породах.
Атмосферный цикл углеводородов рассматривался Д. Эххаль-
том (Ehhalt, 1974), Т. Голдом (Gold, 1979), Г.И. Войтовым (1986),
В.В. Лукшиным и И.Я. Скляренко (1979) и др. В этих работах
даны оценки баланса метана в атмосфере Земли.
Эмиссия рассеянных углеводородов из почв наиболее интенсив¬
но происходит в гидроморфных и полугидроморфных ландшафтах.
При этом в атмосферу выделяется не только метан, но и его более
тяжелые гомологи (Орлов и др., 1986).
Выделение углеводородов с поверхности почв увеличивается
с повышением температуры, увеличением длительности теплого
периода года, со снижением окислительно-восстановительного по¬
тенциала среды. Локальное усиление эмиссии углеводородов из
почв может происходить в результате воздействия на почвы сей¬
смической энергии. В экспериментах, проведенных на опытных
полигонах, было показано, что при распространении поверхност¬
ной взрывной волны или создания на каком-то участке с помощью
технических средств сейсмических колебаний происходит наруше¬
ние равновесия в системе почва - газ, возникают явления десор¬
бции углеводородов и, возможно, их синтеза в ходе радикальных
механохимических реакций. В сейсмическом поле происходит ‘ос¬
вобождение и кратковременное выделение дополнительного коли¬
чества углеводородов, примерно вдвое превышающее количество
углеводородов на “спокойных” участках (Аммосов и др., 1986).
Рассмотрим реальное распределение метана в атмосфере Зем¬
ли. Некоторые основные характеристики этого распределения,
по данным разных авторов, приведены в табл 10.
Современные данные показывают, что содержание метана в
атмосфере в настоящее время меняется несущественно. Оно не¬
сколько больше 1,4 • 10~4%, что отвечает общей массе метана в
атмосфере Земли (около 4 млрд т). Высота однородной атмос¬
феры для метана в Северном полушарии составляет 7,6-7,8 км, в
Южном - 9,0-9,7 км (Малков и др., 1980).
Имеются три основных источника стока метана из атмосферы
Земли: его диссипация в верхние слои атмосферы и космическое
пространство, поглощение почвенными микроорганизмами, реак¬
ции окисления в атмосфере.
Большинство исследователей сходятся в выводах, по которым
основным путем вывода молекул метана (более 90%) из атмосферы
является его окисление в тропосфере (Лукшин и др , 1978).
Деструкция метана происходит, главным образом в результате
реакций с радикалами ОН (Ehhalt, 1974; Лукшин и др., 1978):
СН4 + ОН' ► СНз + Н20
25
СНз + О2 ► СН3О2
CH302 + NO' ► СН3О -4- N02
СН3О + 02 ► Н2СО + N02
+ОН'
Н2СО ► СНО + Н20
+ОН'
Н2СО ► Н2 + СО
СНО СО + но2
СО + он' ► со2 + н.
Таблица 10
Некоторые характеристики распределения метана в атмосфере Земли
Характеристика
Содержание
СН4
Источники
Концентрация СН4 в атмосфере 10~4%
в Северном полушарии
1,5
Мадков и др., 1976
в Южном полушарии
1.3
Там же
среднее
1.4
phhalt, 1974
Общее квазипостоянное коли¬
Лукшин и др., 1973,
чество метана в тропосфере, млрд т
4,0
Войтов, 1981
Глобальная годовая продукция
СЩ в атмосфере
минимальная оценка, млрд т
4,3
Лукшин и др., 1973
средняя оценка
11,0
Лукшин и др., 1973
средний диапазон
0,5-1,1
Ehltklt, 1974
то же
1,0-5,0
Войтов, 1981
Время жизни СН4 в
атмосфере, лет
4-7
Ehhalt, 1974
Средний поток СН4
0,6-2,1
Лукшин 1978 г.
от поверхности Земли
(весной в > меренных широтах)
мол/см2 с
Среднее содержание С*4 в
'
атмосферном СН4, в % от
83,0
Ehhalt, 1974
древесного стандарта
t
Таким образом, промежуточным продуктом окисления атмос¬
ферного метана ив тяется окись углерода, переходящая затем в
26
двуокись, которая вместе с СО2 атмосферы вовлекается в процесс
фотосинтеза. По расчетам Эххальта, вклад метана в биогеохими-
ческий цикл углерода составляет около 1% в год.
Приведенные данные показывают, что суммарные годоцые по¬
токи биогенного метана в атмосферу Земли не покрывают по¬
ступление метана в атмосферу даже по минимальным оценкам.
По данным о содержании С14 в атмосферном метане, только 80%
от массы составляет метан недавнего происхождения. В его
состав входят продукция живого вещества и некоторое количест¬
во “мертвого” метана, содержащего С14 (лигнитовые разработки,
промышленные выбросы и др.). В связи с этим продукция пото¬
ков чисто биогенного метана должна быть несколько ниже, чем
показывают изотопные данные.
Основными дополнительными источниками метана в атмосфе¬
ре Земли должны быть потоки, идущие из глубины литосферы
(литосферные потоки), и техногенные потоки, образующиеся в
сфере промышленного производства, добычи полезных ископае¬
мых и транспорта. Эти нелокализованные потеки существуют
практически на всей поверхности земного шара. Они соединяют¬
ся в ландшафтной оболочке с биосферными потоками, создавая
общую материально-энергетическую основу для атмосферного
углеводородного цикла.
Рассеянные литосферные потоки углеводородов широко прояв¬
ляют себя в различных геоструктурных зонах Земли
Сейчас имеется достаточно доказательств того, что литосфера
‘‘дышит” углеводородами в тектонически разуплотненных зонах,
в оегионах с повышенной сейсмотектонической активностью, осо¬
бенно в сейсмоактивных областях (Gold, 1979). Плотность потоков
и масштабы поступления углеводородных газов из высокотемпера¬
турных областей литосферы на поверхность Земли в различных
геоструктурных зонах были подсчитаны Г.И Войтовым (1986).
Общая величина разгрузки глубинных газов литосферы состав¬
ляет 5,3 • 108 т, в том числе углеводородов - 2,2 • 108 т; СО2 ~
2,7 108 т; азота - 0,24 • 108 т, водорода - 0,06 • 108 т; сернистых
газов - 0,02 • 108 т (табл. И).
Приведенные данные показывают, что баланс углерода в биос¬
фере Земли поддерживается за счет площадного стока углеродис¬
тых газов из глубинных частей литосферы. Наиболее весомую
долю при этом вносят сток с площади дна Мирового океана и мо¬
лодых горных сооружений на суше Отчетливо видно, что доля уг¬
лерода, выносимого в виде углеводородов, абсолютно преобладает
над долей углерода, выносимого в форме СО2 К приведенным
данным необходимо добавить потоки, образующиеся в результате
рассеяния нефтяных и газовых месторождений и доходящие до
поверхности Земли. Таким образом, величину 0,2 млрд т в год
метана можно рассматривать как минимальную эценку вклада
дыхания литосферы Земли в углеводородный баланс атмосферы.
27
Таблица 11
Величина разгрузки водорода и углеродистых газов в различных
геоструктурных зонах Зёмли (по данным Г.И. Войтова, 1986)
Геоструктурные зоны
Площадь,
Количество газов, п • 106 т/год
106 км
н2
со2
Углево¬
дороды
Всего угле¬
родистых
газов
Альпийская складчатая
область
150,0
0,14
119,0
54,0
173,0
Платформы и древние
складчатые области
350,5
0,20
14,2
35,3
49,5
Мировой океан
361,9
5,8
119,7
123,3
243,0
Всего n 106 т
углерода в год
—
—
74,4
167,6
242,0
Среди колоссальной массы углерода, выбрасываемого в атмос¬
феру техногенными источниками (более 5 млрд т в год), углеводо¬
роды играют заметную роль. Практически вся промышленность
и транспорт мира используют углеводородное сырье в качестве
источника энергии В разных количествах эти соединения присут¬
ствуют во всех промышленных выбросах. Основная доля углево¬
дородов в техногенных выбросах приходится на многочисленные
источники в областях добычи нефти и газа. Если исключить
локализованные потоки, связанные с аварийными сбросами нефти
и газа в природную среду, нефтедобывающие районы букваль¬
но “выдыхают” в атмосферу летучие углеводороды из стволов
эксплуатационных и разведочных скважин. Об этом свидетель¬
ствуют прямые замеры метана в атмосфере над нефтегазовыми
промыслами (Лукшин, 1979).
В 80-х годах нашего столетия добыча углеводородного сырья
во всем мире достигла 4,5 млрд т, из них около 1,5 млрд т
составляют углеводороды природного газа.
Принимая величину коэффициента средних технологических
потерь газа на промыслах согласно экспериментальным данным
(Лукшин, 1979) за 0,075, получим ежегодный вынос углеводородов
в атмосферу немного более 0,1 млрд т Поскольку более 90% в
природном газе составляет метан, то величину потерь метана на
промыслах можно принять за 0,1 млрд т в год Общая сумма всех
антропогенных выбросов углеводородов в атмосферу составляет
в настоящее время не менее 0,2 млрд т в год Эта цифра весьма
приблизительная, но, безусловно, не завышена
Таким образом, мощность углеводородных потоков в атмосфе¬
ру составляет примерно 1 млрд т в год, что отвечает ежегодной
убыли метана из атмосферы В обменном фонде метана участву¬
ют нелокализованные потоки рассеяния трех генетических групп,
биосферные, литосферные и техносферные Вклад этих потоков,
28
по грубым глобальным оценкам, следующий: биогенные источ¬
ники 50-60%, литосферные и техносферные по 20-25%. Отсюда
видно, что количественно все три источника углеводородов со¬
поставимы. В будущем их соотношение неизбежно будет меняться*
в связи с постепенным сокращением площади почвенного покрова
и биологических ресурсов биосферы (Горшков и др., 1980; Ковда,
1985: Розанов, 1984 и др.) и увеличением техногенных выбросов в
окружающую среду доля биогенных потоков углеводородов будет
постепенно убывать, а доля техногенных - возрастать. Уже в
течение последних трех десятилетий количество СН4 увеличива¬
ется на 1-1.2% в год1. Дать количественный прогноз в настоящее
время трудно, так как в XXI в. может радикально измениться
как структура производства, так и отношение общества к окру¬
жающей среде.
Заканчивая рассмотрение биогеохимических потоков углево¬
дородов, следует кратко остановиться на углеводородах, захоро¬
ненных в донных отложениях морей и океанов. С нисходящими
потоками из биогеохимического круговорота ежегодно выводится,
по разным оценкам, от 25 до 580 млн т органического углерода
(Войтов, 1986; Ронов, 1976). Углеводороды в этом углероде
составляют десятые доли процента, редко больше. По мере
прохождения осадка через зону активных биогеохимических про¬
цессов часть фоссилизированного органического вещества будет
трансформироваться в новообразованные углеводороды. Вели¬
чина таких процессов зависит в значительной мере от количес¬
тва и типа захороненного органического вещества, фациальных
условий, окислительно-восстановительной обстановки. Процесс
образования углеводородов из биогенных остатков продолжается
и ниже зоны активных биогеохимических процессов, в различных
участках зоны катагенеза. Образующиеся при этом рассеян¬
ные биогенные углеводороды будут в основном сорбироваться
горными породами или растворяться в подземных водал. На по¬
верхность Земли в атмосферу они будут выделяться в составе
рассеянного углеводородного дыхания литосферы вместе с дру¬
гими генетическими группами углеводородов.
На дне океанов, как уже отмечалось, потоки углеводородов
служат материалом для хемосинтеза органических соединений,
в котором первичными продуцентами могут выступать углеро-
докисляющие микроорганизмы. Специфические оазисы жизни,
представленные многообразным биоценозом, встречены, напри¬
мер, на дне Мексиканского залива в местах выхода углеводородов
(Vent-type ..., 1985).
Высказана гипотеза (Чугунный и др., 1984), согласно кото¬
рой процесс рифообразования на дне океанов осуществляется
1 Международная геосферно-биосферная программа “Глобальные изме¬
нения”. М., 1987. 96 с.
29
путем использования метаноокисляющими микроорганизмами по¬
стояннодействующего потока углеводородов в зоне разломов как
дополнительного источника СОг и биомассы самих бактерий.
Приуроченность рифогенных структур к разломам подметил еще
Ч. Дарвин. Общеизвестна и широкая нефтегазоносность таких
структур.
Наконец, главная линия биогеохимического цикла углеводо¬
родов - окисление в атмосфере до СО2 и вовлечение в резерв
фотосинтеза.
Таким образом, глобальный углеводородный фон биосферы
создается совокупностью постоянно действующих рассеянных по¬
токов различного генезиса, распределенных по всей поверхности
Земли. Поля углеводородов, образованные потоками разного про¬
исхождения, трудно отделимы друг от друга, доля каждого еди¬
ничного источника в них незначительна. В целом же вследствие
глобального характера общая доля углеводородов нелокализован-
ных потоков, по-видимому, превышает в единицу времени долю
углеводородов локализованных источников.
ГЛАВА 2.
ЛИТОСФЕРНЫЕ ПОТОКИ УГЛЕВОДОРОДОВ
2.1. Распределение углеводородов в литосфере
Широким распространением углеводороды пользуются в стра¬
тисфере - осадочной оболочке Земли, где содержится огромное
количество рассеянных в породах углеводородов, составляющих
ее неподвижный резерв, а также скопления углеводородов в форме
залежей нефти, природного газа, асфальтов и газовых гидра¬
тов. Эти скопления - единственный в географической оболочке
подвижный резерв углеводородов, источник их самостоятельных
потоков.
Общие запасы биогенных углеводородов огромны: если при¬
нять, что они составляют 0,1-1,0% от массы органического уг¬
лерода, то их запасы в осадочных породах фанерозоя составят
от 7 • 1012 до 10 • 1013 т. Вместе с тем биогенные углеводороды
находятся в осадках, осадочных породах и подземных водах глав¬
ным образом в состоянии чрезвычайного рассеяния, составляя
10"5-10“6 частей от вмещающей их породы (10“3-10“4%).
В современных морских осадках состав углеродистых веществ
в вбрхием слое морских осадков зависит от климатической зо¬
нальности: в осадках морей с арктическим климатом отмершие
органические остатки слабо изменены. В них повышено содержа¬
ние легкогидролизуемых веществ, в том числе углеводов (24-40%)
и гуминовых кислот (16-22%). В морях с аридным климатом в
составе органического вещества битуминозная часть составляет
5-7%, а углеводородная не превышает 2% (Аммосова и др., 1981).
По данным Н.Б. Вассоевича и Г.А. Аммосова (1967), кларк рас¬
сеянных углеводородов, близких по составу к нефтяным, составля¬
ет 200-250 г/м3, а общее их содержание в континентальном секторе
стратисферы - 7 • 1013 т, что превышает на два порядка количес¬
тво углеводородов в скоплениях. Они составляют величину того
же порядка, что углерод во всех известных залежах горючих
ископаемых осадочной оболочки. Рассеянные углеводороды при¬
сутствуют во всех типах пород осадочной оболочки, причем ко¬
личественно их содержание зависит от сорбционной емкости этих
пород. Содержание рассеянных углеводородов в осадочных поро¬
дах постепенно увеличивается с глубиной до определенного уров¬
ня, отвечающего максимальным палеотемпературам 100-150°С,
где наблюдается пик рассеянных углеводородов. Ниже, в зонах
более высоких палеотемператур, содержание углеводородов сни¬
жается, а их состав становится более низкомолекулярным. В этом
же интервале палеотемператур в осадочных породах встречены
основные скопления нефти и газа. Ниже этой зоны изменяются
31
термодинамические условия, резко снижаются сорбционные и ем¬
костные свойства пород (в связи с преобразованием глинистых
минералов, снижением пористости и трещиноватости).
Особое значение имеют углеводороды, залегающие в литосфе¬
ре в виде концентрированных скоплений - залежей нефти, при¬
родного газа (традиционные источники углеводородов), а также
асфальта и газовых гидратов (нетрадиционные источники угле¬
водородов). Скопления нефти и газа обнаружены на всех кон¬
тинентах земного шара, шельфа и материковых склонах океанов
Это подвижный резерв углеводородов в литосфере, потенциальные
ресурсы которых оцениваются сейчас в 3 • 1011 т.
Распространение углеводородов не ограничивается стратис¬
ферой. В метаморфической, гранитной и базальтовой оболочках
дисперсные углеводороды обнаруживаются во всех горных по¬
родах на любых уровнях литосферы. Эти данные обобщены
в ряде сводок (Диагностика ..., 1968; Кудрявцев, 1959; и др.).
Углеводороды содержатся во включениях кристаллов минералов
изверженных пород. Широкое распространение дисперсных угле¬
водородов в древних метаморфических толщах показано в работах
А.В Сидоренко с соавторами (1980, 1984 и др.), что позволило им
говорить о возможности “углеводородного дыхания” древнейших
толщ. Проведенное в последние годы бурение в кристаллических
породах на востоке Русской платформы (Татарский свод) и на
Балтийском щите (Кольская сверхглубокая скважина) дали мате¬
риал, позволивший установить, что углеводороды встречаются на
протяжении всего пробуренного интервала (вплоть до глубины
12000 м в кристаллических породах).
На существование в глубинах “водородных соединений”, за¬
мену с глубиной углекисдоты углеводородами, на возможность
углеводородной дегазации недр указывалось Д.И. Менделеевым,
В И. Вернадским, А.Е. Ферсманом. Обобщение этих данных
в свете современных материалов сделано с термодинамических
позиций Ф.А. Летниковым и др. (1977), Чекалюком (1971); с геоло¬
гических позиций П.Н. Кропоткиным (1985, 1986); с геохимических
позиций Г И. Войтовым (1981, 1986); с геофизических позиций
Т Голдом и С. Сотером (Gold, Soter, 1985). П.Н. Кропоткин (1986)
выделяет по признакам окислительно-восстановительных явлений
две зоны: верхняя - оксисфера (до глубин в несколько километров
ниже поверхности Земли) - характеризуется окислительным или
нейтральным режимом во флюидно-газовой фазе; нижняя - редук-
тосфера (до глубины 150 км) - характеризуется восстановитель¬
ными условиями. Флюидно-газовая фаза редуктосферы содержит
много Н2, СН4, других углеводородов, Н2О, СО, H2S, N2, Не.
В кристаллических породах, по нашим данным, в среднем со¬
держится 10"5-10"4% углеводородов, входящих в состав битумои¬
дов. По данным Г.И. Войтова (1979), количество углеводородных
32
газов в кристаллических породах не менее 10“4% (1 см^кг), но,
как правило, на порядок выше.
Таким образом, углеводородный резерв кристаллических по¬
род, по крайней мере по массе, того же порядка, что и угле¬
водородный резерв осадочной оболочки. Если же учесть, что
масса углерода осадочных пород на два порядка меньше, чем
масса углерода кристаллической коры и мантии, а с глубиной
восстановленность углерода возрастает, то становится очевидной
необходимость считаться с углеводородным резервом глубоких
геосфер Земли
Углеводороды, обладая высоким уровнем свободной энергии,
не могут существовать в открытых системах в неизменном виде
геологически длительное время: они находятся в состоянии пос¬
тоянного круговорота, трансформации, перемещения, вовлечения
во флюидные потоки, новообразования.
В настоящее время известно несколько экспериментально под¬
твержденных возможных путей образования углеводородов в зем¬
ной коре вне зоны биохимических реакций:1) тепловая деструкция
углеродистых геополимеров (керогена); 2) механохимические
реакции на кристаллических поверхностях с участием как орга¬
нического, так и неорганического углерода; 3) синтез из СО и Нг
при высоких температурах с участием в качестве катализаторов
осадочных, магматических и вулканических пород.
Все эти пути имеют место в природе, благодаря чему создает¬
ся глобальный резерв рассеянных углеводородов в литосферной
части географической оболочки (табл. 12).
Таблица 12
Содержание рассеянных углерода и
углеводородов в верхних оболочках Земли
Г еосфера
Масса
геосферы,
т
углерода,
т
углеводо¬
родов в
газах,т
углеводоро¬
дов в битумо-
идах, т
Осадочная
оболочка
Кристаллическая
оболочка
Мантия
1,2 • 1018
4.0 • 1019
4.0 • 1021
п-1016
п-1017
п ■1019
п•1013
п-1013
п•1013
п•1013
Таким образом, углеводороды пронизывают, как и вода, всю
литосферу, все ее оболочки. Они сорбированы горными порода¬
ми, входят в состав газовожидких включений, растворены в водах
гидросферы, образуют скопления в пористых средах, иногда ог¬
ромных размеров.
Широкая распространенность скоплений нефти и газа сочета¬
ется с крайней неравномерностью распределения их масс в литос¬
фере, что, возможно, отражает определенную организованность
33
существования подвижного резерва углеводородов, определенное
“сопротивление” полному рассеянию углеводородов
Эта неравномерность, залаженная в природных процессах, на¬
чинает сглаживаться уже на поверхности Земли при поступлении
углеводородов в сферу хозяйственной деятельности человеческо¬
го общества. Глобальная техногенная миграция нефти и нефтеп¬
родуктов в ландшафтной оболочке, потребление нефтепродуктов
практически на всей поверхности земного шара и связанное с
этим глобальное рассеяние нефти и продуктов ее окисления -
это принудительное возрастание энтропии всей системы подвиж¬
ного резерва углеводородов, неуклонный путь к его деградации
Найти пути к уменьшению скорости этого процесса, продлить воз¬
можность использования углеводородных ресурсов для развития
человеческого общества - актуальная задача науки.
2.2. Типы литосферных потоков углеводородов
Литосферные потоки углеводородов играют ключевую роль в
углеводородном балансе географической оболочки. Они связы¬
вают с нею глубинные геосферы, формируют скопления нефти,
газа, битумов в недрах, выводят эти вещества на поверхность
Земли - в ландшафты суши, Мировой океан, атмосферу. Само
зарождение биосферы Земли стало возможным благодаря литос-
ферным потокам углеводородов, на основе которых возникли пер*
вые предбиологические системы (Опарин, 1966, Кропоткин, 1957;
Флоровская, 1964; Мархинин, 1980, Серебровская, 1986) Таким
образом, литосферные потоки углеводородов - важный элемент
миграционной структуры географической оболочки. В окружа¬
ющей среде они должны изучаться как в ресурсном, так и в
экологическом аспектах.
Литосферные миграционные потоки углеводородов зарожда¬
ются в литосфере и нижележащих геосферах Земли Вещество
этих потоков мобилизуется из различных источников благода¬
ря эндогенной энергии - механической, тепловой, химической,
гравитационной, которая обеспечивает движение углеводородов
через толщи горных пород, создает каналы миграции, а так¬
же структурные формы, благоприятствующие концентрации или
рассеянию вещества.
На существование в географической оболочке литосферных по¬
токов углеводородов указывают следующие данные* аллохтонные
скопления нефти, газа, асфальтов в земной коре; вынос нефти и
газа на поверхность суши и дно Мирового океана с термальны¬
ми флюидами, продуктами лавового и грязевого вулканизма, в
спонтанных нефтегазопроявлениях, образование больших площа¬
дей газогидратов в низкотемпературных глубоководных осадках
34
Мирового океана; нахождение углеводородов в продуктах гид¬
ротермальной деятельности, в том числе в циркулирующих в
толщах пород термальных водах; углеводороды в газо-жидких
включениях в минералах кристаллических и осадочных пород -
реликтах минералообразующих флюидных потоков; повышенные
и аномально-высокие пластовые давления в залежах нефти и га¬
за, превышающие гидростатические; явление фракционирования
изотопов углерода во флюидах, связанное с миграционными про¬
цессами.
Литосферные потоки в зависимости от условий движения и
характера очага образования (источника вещества) разделяются
на локализованные и нелокализованные, а те и другие в свою
очередь на потоки концентрации и потоки рассеяния.
В табл. 13 приведены возможные очаги зарождения и характер
литосферных потоков углеводородов в географической оболочке.
Среди перечисленных источников необходимо различать источни¬
ки непрерьюно-прерывистого действия геологически длительное
время с постоянным пополнением резервов вещества и источни¬
ки временного локального действия с невозобновимыми запасами
вещества.
К первой группе источников относятся мантийные, магмати¬
ческие и вулканические очаги, толщи осадочных и углеродистых
метаморфических пород, погружающиеся в зону регионально¬
повышенных температур. Ко второй группе - залежи нефти и
газа, пласты углей, газогидратов, грязевулканическая и интру¬
зивная деятельность. Этими факторами определяется и разная
роль перечисленных источников углеводородов в географической
оболочке.
Спонтанная дегазация мантии и кристаллической коры в зонах
глубинных разломов, а также отделение углеводородных флюидов
из погружающихся в зону теплового ‘ созревания” рассеянных ор¬
ганических геополимеров (керогена) осадочных пород происходят
в огромных объемах горных пород. Выделяющееся вещество -
легкие углеводороды и сопутствующие им компоненты - находятся
при этом в состоянии сильного диспергирования. Они создают не¬
локализованные потоки углеводородов, сорбирующиеся толщами
горных пород, почвами, растениями или выделяющиеся в атмос¬
феру Земли. Объем углеводородов в этих потоках значителен,
но для создания сколько-нибудь заметных скоплений необходимо
сочетание условий, весьма маловероятное.
Механизм собирания нелокализованных потоков углеводоро¬
дов, стремящихся к рассеиванию вещества, в локализованные
“струи”, необходимый для объяснения скоплений в недрах, до
сих пор не найден. В работе X. Файфа и др. (1981) приво¬
дится перечень условий, необходимых для образования крупно¬
го флюидогенного месторождения* наличие источника вещества
35
Таблица 13
Возможные источники литосферных потоков углеводородов
Тип
потока
Источники литосфер¬
ных потоков
Каналы миграции
и флюидоносители
Судьба
продуктов
миграции
Локали¬
зован¬
ные
Немагматический флю-
идизированный очаг в
коре мантии
Вулканический очаг,
жерчо вулкана
Остывающее магма¬
тическое тело
Локальное тепловое
воздействие на плас¬
ты углей, битумов
или газогидратов,
толщи углеродистых
пород
Очаг грязевого
вулкана
Залежь нефти и газа
Зоны повышенной
трещиноватости
в зонах глубинных
разломов
гидротермальные системы
Выбросы в эруп¬
тивных аппаратах -
главные и побочные
жерла и кратеры
Гидротермальные и
газо-гидротермаль-
ные системы
Г азовыделения по
зонам трещинова¬
тости
Жерла и кратеры
грязевых вулканов,
сальзы, газ, вода
Эффузия и диффу¬
зия через толщи
пород
Рассеяние и
концентра¬
ция
Рассеяние
Рассеяние;
локальная
концентрация
Рассеяние;
локальная
концентрация
Рассеяние
Рассеяние
Нелока-
лизо-
ванные
Спонтанная амагмати-
ческая дегазация
мантии и кристалли¬
ческой коры в зонах
разломов
Региональное тепло¬
вое воздействие на
осадочные породы,
содержащие органи¬
ческое вещество
Свободное газовое
выделение в акти¬
визированных
зонах разломов
Свободная эффузия
газовой фазы,
перенос подземными
водами, гидротер-
МаМИ по трещинова¬
тым зонам
Рассеяние
Рассеяние;
концентрация
в локальных
участках
(материнской породы) с должной концентрацией элемента в со¬
ответствующих объемах; равномерная проницаемость источника,
необходимая для эффективного выщелачивания или экстракции
из него элемента, возможность сообщения источника с соответст¬
вующим растворителем в достаточном объеме; наличие крупного
источника энергии (термальной или гравитационной) как дви¬
жущей силы процесса экстракции; соответствующие скорости
потока и термические градиенты
36
Эти условия нереальны для охвата масс горных пород, запол¬
няющих осадочный бассейн в целом. Образование таких гигант¬
ских скоплений углеводородов в земной коре, как Атабаска, Пис-
Ривер в Канаде, Оринокский пояс в Венесуэле, месторождения
нефти Персидского залива и Маракаибского озера, или скоплений
газа на севере Западной Сибири и других регионах мира нахо¬
дит объяснение только в деятельности мощных локализованных
потоков углеводородов, направленно действовавших геологически
непродолжительное время в ограниченном пространстве.
В мире обнаружено уже около 45 тысяч месторождений, ко¬
торые расположены во всех континентах (кроме Антарктиды) и
многих шельфах Мирового океана. Условия залегания скопле¬
ний углеводородов в земной коре настолько разнообразны, что
их нельзя связать с какими-либо одними объектами по возрас¬
ту, литологии или структуре вмещающих горных пород. Вместе
с тем состав нефти и газа в любых регионах мира обладает,
несмотря на огромное видовое разнообразие, внутренним единс¬
твом, почти одинаковым элементным составом, сходным набором
углеводородов, близкими физическими свойствами.
Многочисленные выходы нефти и углеводородного газа на по¬
верхность Земли (сушу и дно Мирового океана) - несомненные
следы литосферных потоков. Во многих случаях эти выходы
исследователи связывают с разрушением нефтяных и газовых
месторождений и перетоками флюида к поверхности по трещинам
в земной коре. Но такую связь не всегда удается достоверно
доказать, и вопрос об источниках нефтегазопроявлений остается
открытым. Проявления нефти и родственных химически угле¬
родистых веществ (“нафтидов”) встречаются во многих рудных
месторождениях, где геологические условия не благоприятству¬
ют существованию скоплений нефти и газа. По всей видимости,
локализованные литосферные потоки имеют широкое распрост¬
ранение в земной коре, а залежи нефти и газа лишь частный
результат геологической деятельности этих потоков.
Нет оснований считать, что литосферные потоки углеводоро¬
дов локализованы в геологическом времени. Они существовали с
момента формирования Земли как планеты и были, несомненно,
важными факторами в возникновении жизни на Земле. В геоло¬
гической литературе можно найти немало примеров существова¬
ния углеводородных потоков в виде включений разных размеров
углеродистых геополимеров (графита, керитов, антраксолитов,
шунгитов). С давних пор существуют гипотезы о роли углеводо¬
родных потоков в образовании каменных углей (К.В. Харичков).
В разные периоды геологической истории, несомненно, возника¬
ли и разрушались и скопления подвижных флюидов - нефти и
природного газа.
Вместе с тем принципиальное значение имеет возраст совре¬
менных скоплений нефти и газа. Еще Л.И. Менделеев предпола¬
37
гал, что “эпоха происхождения нефти ... соответствует времени
образования соседних гор”, т.е. времени последней активизации
орогенеза. Альпийская активизация захватила не только гео-
синклинальные области, но и области древних платформ, что
привело к активизации глубинных разломов и переформирова¬
нию структурных планов нефтегазоносных бассейнов. Эта стадия
геотектонического развития Земли привела к изменению соотно¬
шения литосферных плит, перестройке их структурных планов,
раскрытию ловушек подвижных флюидов, а также к формирова¬
нию каналов для новых мощных литосферных потоков флюидов
из глубин Земли. При участии этих пост альпийских потоков и
сформированы современные месторождения нефти и газа.
Специальные исследования времени формирования современ¬
ных месторождений нефти и газа, проведенные разными иссле¬
дователями в нефтегазоносных бассейнах мира, показали, что
большинство месторождений образовалось не раньше последней
тектонической активизации, сформировавшей современный струк¬
турный план территорий. Большинство исследователей незави¬
симо друг от друга на разном материале приходят к выводу, что
возраст современных скоплений нефти и газа в основном кайно¬
зойский (от миоцена до четвертичного), но не старше мелового
периода (Порфирьев, 1967; Тиссо и Вельте, 1981; Время форми¬
рования ..., 1976). Анализ времени формирования конкретных
месторождений нефти и газа не противоречит этим выводам. Так,
зоны нефтенакопления бассейна Персидского залива, где сосредо¬
точены самые крупные месторождения земного шара, по данным
А.Г. Селицкого (1984), сформировались в результате инверсии в
главный (плиоценовый) этап альпийского тектогенеза.
Изучение диффузионных и эффузионных потоков углеводоро¬
дов, идущих от нефтегазовых скоплений в недрах, показывает, что
диапазон времени, необходимый для полного разрушения залежей
за счет различных процессов (диффузия, эффузия, окисление и
др.), не выходит за пределы, измеряемые десятками тысяч лет
(Черников и др., 1985).
Таким образом, время формирования скоплений углеводоро¬
дов в недрах совпадает с временем формирования современной
морфоструктуры географической оболочки. Из этого следуют
два важных вывода.
1. Можно с полным основанием предположить, что процесс
формирования месторождений не везде закончен и подток флюидов
к современным ловушкам продолжается (факт, подмеченный еще
Л.И. Менделеевым на Бакинских нефтяных промыслах).
2. Определение мест современных литосферных потоков уг¬
леводородов должно быть связано с исследованием современной
геодинамики и ее отражением на поверхности Земли и дне Ми¬
рового океана. Места современной тектонической активности -
38
это вероятные центры современной миграции углеводородов ли¬
тосферы.
После образования нефтяных и газовых скоплений история уг¬
леводородов имеет две самостоятельные ветви, которые сущест¬
вуют независимо друг от друга. Первая - это естественное раз¬
рушение залежей, происходящее без участия человека; вторая -
разрушение залежей техногенными процессами, вовлечение их в
интенсивный круговорот во всех блоках географической оболочки,
использование энергии, содержащейся в добытых углеводородах,
для жизни и развития человеческого общества, преобразования
окружающей среды.
Существуют три формы стока углеводородов из литосферы в
верхние оболочки Земли: вулканизм, поствулканическая (гидро¬
термальная) деятельность и рассеянная “холодная” дегазация.
Хотя резервы углеводородов для всех трех типов стока, по-
видимому, сопоставимы, их количественное значение не одина¬
ково.
Вулканические извержения выносят на поверхность Земли
большое количество органических соединений, в том числе уг¬
леводородов метана, его газообразных гомологов, парафиновых,
нафтеновых, ароматических углеводородов, высокомолекулярных
соединений В составе высокотемпературного магматического
газа (исключая воду) при извержении вулкана Толбачик было
обнаружено от 0,5 10“3 до 0,1 10” 1% углеводородов (табл 14)
(Мархинин, 1985).
Таблица 14
Состав углеводородов в магматическом газе вулкана Толбачик (в
% к объему углеводородов) (по Е.К. Мар хинину, 1985)
Углеводород
Жидкая лава
Застывшая лава
Шлаковая бомба
СН4
10,38-66,17
61,29-71,93
55,37
с2н6
следы - 8,98
6,94-12,88
5,70
С2Н4
1,61-21,56
9,34-15,07
25,0
с3н8
2,10-28,85
2,25-3,27
3,50
с3н6
5,86-10,78
2,04-2,62
3,80
ИЗО-С4Н10
0,52-6,73
0,04-0,20
0,34
Н-С4Н10
2,06-4,24
0,23-1,28
1,90
С4Н8
1,17-8,33
0,25-2,18
3,30
ИЗО-С5Н12
следы - 5,75
0,09-0,16
0,44
и-СбНхг
следы - 4,53
0,09-0,22
0,53
изо-СбН14
—
0,15-1,26
0,12
н-СбНи
2,08-48,25
0,28-0,36
—
УВ с 6
—
0,06-0,37
—
Среди тяжелых углеводородов в продуктах вулканических из¬
вержений вулканов Тятя и Толбачик были найдены: парафиновые
39
углеводороды с прямой цепью С15-С36; парафиновые углеводо¬
роды с разветвленной цепью С18-С26; полициклические арома¬
тические углеводороды: пирен, флуорантен, 3,4-бензпирен, 1,12-
бензперилен, перилен, коронен. Кроме того, в продуктах извер¬
жения установлены аминокислоты, углеводы, порфирины, основа¬
ния нуклеиновых кислот, различные гетероатомные соединения и
другие (Подклетнов, 1985).
По данным Е.К. Мархинина (1985), в период Большого тре¬
щинного Толбачинского извержения 1975-4976 гг. было вынесено
в атмосферу 6 • 106 т газов и 54 • 106 т воды. Количественно вулка¬
нические газы распределились следующим образом (в 104 т):
Н2
СН4 и другие
углеводороды
СО
С02
He+Ne
N2
н2
02
17,28
46,98
13,50
267,60
0,24
254,16
0,06
0,18
Углеводороды в вулканических выбросах играют все же подчи¬
ненную роль в углеводородной дегазации атмосферы. Существен¬
ная их часть окисляется в вулканических аппаратах и выносится
на поверхность уже в виде СО2 и Н20.
Эруптивная вулканическая деятельность приводит в основном
к рассеянию мигрирующих продуктов в атмосфере, в ландшафтах
суши, в Мировом океане. Концентрация углеводородов может осу¬
ществляться несквозными гидротермальными системами, отходя¬
щими от рстывающего очага через зону синтеза углеводородов.
Такие системы, по нашему мнению, вряд ли из-за ограничен¬
ных размеров и кратковременности (в геологических масштабах)
действия могут сформировать сколько-нибудь крупные скопления,
но они могут быть хорошими моделями для изучения процессов
гидротермальной миграции углеводородов.
Гидротермальная деятельность (подводная и наземная) в це¬
лом представляет собой более мощный источник углеводородов,
чем вулканические извержения. Количество гидротермальных
источников на Земле гораздо больше, чем эруптивных вулкани¬
ческих аппаратов. Источники эти длительного действия, а не
эпизодического, как вулканы. Метан и его гомологи обнаружены
практически во всех газах гидротермальных систем, а концентра¬
ции углеводородов в них значительно выше, чем в вулканических.
Произведенные Ю.А. Тараном (1985) термодинамические расче¬
ты показали, что при докритических Р-Т-условиях природная
система Н2О-СО2-Н2-СН4 в большинстве случаев химически рав¬
новесна, а в конденсированной фазе при обычных значениях газо-
содержания и концентрации водорода равновесные концентрации
гомологов метана могут быть достаточно высокими.
Интенсивная разгрузка термальных вод происходит в рифто-
вых зонах -рединно-океанических хребтов, в зонах островных дуг.
Потоки метана и более тяжелых углеводородов в гидротермах
40
сопровождаются высокими концентрациями гелия, обогащенного
изотопом 3Не, характерным для мантийного гелия. Наряду с
углеводородом и гелием в гидротермах имеются H2S, СО, N2О,
Н2, С02, рудные компоненты, которые растворяются в водах,
депонируются в осадках, частично попадают в атмосферу. На¬
иболее яркие проявления подводных гидротерм наблюдались на
Восточно-Тихоокеанском поднятии у Галапагосских островов, в
Калифорнийском заливе, в Карибском и Филиппинском морях, у
Курильских островов (Парамушир) и в др.
Формирование локализованных и не локализованных углево¬
дородных потоков в литосфере происходит и в ходе других
геологических процессов: термокаталитического или механо-
химического синтеза углеводородов из неорганических соедине¬
ний (Пиковский и др., 1965; Таран, 1981; Царев, 1985); углево¬
дородной дегазации мантии Земли (Кропоткин и Валяев, 1984,
Голд, 1986; Валяев, 1987); рассеяния образовавшихся скоплений
горючих ископаемых и других. В итоге биогенные углеводороды,
выделившиеся из рассеянного органического вещества, захоро¬
ненного в современных и ископаемых осадках, смешиваются с
абиогенными углеводородами, образуя при участии эндогенной
энергии единые литосферные эндолитогенные потоки. Отделить в
этих потоках друг от друга биогенную, глубинную и литогенную
составляющие чрезвычайно трудно.
2.3. О гидротермальной природе литосферных
локализованных потоков углеводородов
Один из достаточно твердо установленных фактов геологии
нефти и газа - это факт вторичного (эпигенетического) привноса
вещества нефти и газа к местам их скопления миграционными по¬
токами Расшифровать характер этих потоков - значит расшиф¬
ровать природу крупных локализованных литосферных потоков
углеводородов вообще.
Реальными флюидами - носителями нефти - могут быть только
газы и вода, находящиеся в гораздо более жестких термодинами¬
ческих условиях, чем условия осадочной толщи. Эксперимен¬
тально установлено, что могут быть достигнуты критические
параметры температуры и давления, при которых растворимость
индивидуальных углеводородов в воде и взаимная растворимость
в бинарной системе вода-углеводород становятся неограниченны¬
ми. В работе Э.В. Чекалюка и Ю.И. Филяса (1977) показано,
что при температурах свыше 250-300°С взаимная растворимость
нефти и воды заметно увеличивается. Так, при температуре 350°С
и давлении 470 кг/см2 в водной фазе раствора соотношение воды
и дегазированной нефти составляет 2,66:1, а в нефтяной фазе со¬
отношение нефти и воды 1,41:1. Растворенная нефть содержала
41
смол 7,7 и асфальтенов 1,4%. Плотность нефти и в водной и в
нефтяной фазе была при этом одинаковой: 0,846 г/см2. При 320°С
и 300 кг/см2 пластовая нефть с растворенным газом смешивается
с водой в таких соотношениях: вода-нефть в водной фазе 24:1,
нефть-вода в нефтяной фазе 12,3:1. При добавлении углекислоты
в систему вода-нефть взаимная растворимость этих компонентов
увеличивается. Таким образом, при более высоких, чем у вод
осадочной оболочки, температурах и давлениях водный флюид-
носитель способен осуществить перенос нефтяных компонентов
в довольно высоких концентрациях, обеспечивающих накопление
значительных количеств нефти и газа в “ловушке”, где будет
происходить разделение углеводородов и воды.
Обращаясь к термобарическим параметрам водного флюида,
обеспечивающим высокую взаимную растворимость воды и нефти,
можно увидеть, что эти параметры довольно близки к параметрам
гидротермальной деятельности, при участии которой происходит
образование большинства рудных месторождений Земли.
Гидротермальный перенос обеспечивает следующие условия,
необходимые для образования скоплений нефти высокую эф¬
фективность флюида - носителя при транспортировке продуктов
нефтеобразования, в том числе высокомолекулярных поликонден-
сированных циклических и гетероциклических структур, к местам
накопления, вытеснение воды из природных резервуаров “впрыс¬
киванием'’ в них продуктов нефтегазообразования под большим
давлением, превышающим пластовое давление; направленный пе¬
ренос и более высокую скорость нефтенакопления, чем скорость
рассеяния углеводородов флюидоносителем.
Основные аргументы, свидетельствующие об участии газогид¬
ротермальных систем в формировании скоплений углеводородов,
перечислены ниже
1 Составы гидротермальных растворов и вод нефтяных мес¬
торождений близки между собой.
2 В нефтегазоносных толщах, в частности в коллекторах, име¬
ют место ассоциации гидротермальных минералов; вторичные
гидротермальные изменения, явления гидротермального метасо¬
матоза анг логичны тем, которые наблюдаются в гидротермаль¬
ных месторождениях.
3 Гидротермальные системы формируют месторождения по¬
лезных ископаемых на тех же глубинах, на которых формируются
залежи нефти и газа* от 5-6 км до 200-300 м от поверхности.
Формы многих рудных и нефтегазовых месторождений аналогич¬
ны друг другу, в природе известны как пластовые скопления руд,
так и жильные залежи нефти.
4 Гидротермальные растворы служат не только носителями
углеводородов, но и сами формируют емкости для их депониро¬
вания в горных породах (Бирина, 1969; Флоровская, Багдасарова,
1980)
42
Существуют и прямые доказательства широкого участия вос¬
становленных соединений углерода в гидротермальных процессах,
формирующих рудные месторождения. В гидротермальных мине¬
ральных ассоциациях, заполняющих трещины в- горных породах,
всегда обнаруживаются дисперсные углеродистые соединения -
битуминозные, углистые, графитизированные вещества и углево¬
дородные газы. Изучение замкнутых включений в кристаллах
минералов - капелек минералообразующих флюидов - показа¬
ло, что в природе нет включений глубинных флюидов, которые
не содержали бы углеродистых соединений. Прежде всего это
углекислота и метан, сложные флюидные (газовые и жидкие) сме¬
си нефтяных углеводородов метанового ряда, парафиноподобные
вещества, битумы разного типа и консистенции, графит и дру¬
гие соединения углерода, состав которых точно не определен
(Мельников, 1989).
Особый интерес вызывает нахождение в гидротермальных жи¬
лах макроскопических выделений углеродистых минералов - гра¬
фита, антракселита, керитов, асфальтитов, асфальтов, мальт, т.е.
всего ряда так называемых нафгидов и нафтоидов, которые встре¬
чаются в осадочных породах и рассматриваются как производные
нефти. Изучение гидротермальных углеродистых минералов по¬
казало их полимерную и поликонденсационную природу. Эти
разнообразные углеродистые вещества не превращаются друг в
друга, а образуются независимо друг от друга, последовательно
друг за другом на определенных стадиях единого многостадий¬
ного процесса минералообразования. Совокупность результатов
наблюдений по всем изучавшимся жильным телам свидетельст¬
вует: твердые углеродистые вещества образовывались лишь в
результате реакций полимеризации простых углеродистых соеди¬
нений с двойными или тройными связями, а не путем изменения
нефти, как обычно считают. Они должны иметь общий источ¬
ник с соединениями, из которых образовались рудные и нерудные
минералы, парагенетически ассоциирующие с углеродистыми ве¬
ществами (Флоровская, Мелков, 1976).
Благодаря работам В.Г. Мелкова с сотрудниками (Мелков,
Сергеева, 1990) установлена общая последовательность выделе¬
ния углеродистых веществ в процессе минералообразования С
наиболее ранними (высокотемпературными) образованиями выде¬
ляются графит и антрацитоподобные минералы - антраксолиты.
С более поздними минералами (при более низких температурах)
отлагаются углеподобные минералы - кериты. С низкотемпера¬
турными минералами на самых поздних стадиях эволюции гид¬
ротермального раствора последовательно отлагаются различные
типы битуминозных веществ (БВ): сначала асфальтиты, затем
асфальты, а в наиболее молодых трещинах - тяжелые и легкие не¬
фтеподобные вещества. При этом газы образуются, по-видимому,
на всех стадиях гидротермального процесса (рис. 2).
43
Г Стадия процесса 1
ю
1
1
чр
1
1
!
00
г-н
со
1
1
1
1
1
1
t-
Г-4
сч
1
1
1
НС
fee
П2>
1
1
[ Э
■
1
ин
1
1
res
1
1
Ю£
1
Ted
1
[90
1
1 (Э]
1
ИН
1
res
1
т
гэг
П1с
1
•а
<0
ю
гН
тг
r-t
1
1
1
НС
1
fee
1
ГВ>
1
I э
ин
res
Ю£
\дс
1 ‘э
ИИ
nes
Ml
iBI
гэг
П1с
Минерал
Марказит
Пирит
Сульфид
4
td
А
0)
X
5
S
Кварц
1 Кальцит
Керит
Настуран
Флюорит
Тиокерит
Галенит
Халькопирит
Халькозин
1 Эноргит
1 Блеклая руда
Асфальтит
Асфальт
I Нефть
4
А
V
О
Q
Z
Рис 2 Пример последовательности выделения углеродистых
веществ в эндогенном процессе минералообразования на урано-
“битумно”-карбонатном месторждении в своде брахиантиклиналь-
ной скла^км (по В.Г. Мелкову и А.М. Сергеевой, 1990).
44
Таким образом, углеводородные газы, высокомолекулярные
углеводороды, твердые углеродистые полимеры постоянно при¬
сутствуют в минеральных ассоциациях гидротермального про¬
исхождения, занимая в них вполне определенное место в соот¬
ветствии с физико-химическими условиями выделения минералов
(Диагностика органических веществ ..., 1968). Восстановленные
соединения углерода рассматриваются как неотъемлемые компо¬
ненты гидротермального флюида, играющие существенную роль в
окислительно-восстановительных реакциях и эволюции гидротер¬
мальной системы (Банникова, Барсуков, 1985; Банникова, 1990).
Углеводородные газы, особенно метан, весьма распространен¬
ные компоненты современных гидротерм. В районах выходов
современных гидротерм наблюдаются выходы нефти и непосредс¬
твенная конденсация нефтяных пленок из паров гидротермального
флюида при понижении температуры раствора (Love, Good, 1970;
Карпов, Павлов, 1976).
Сами нефти в своем составе несут признаки, указывающие на
связь с гидротермальными минералообразующими растворами. К
их числу относятся, нанример, наличие в нефтях многих металлов
и других элементов: S, О, Р, V, К, Ni, Si, Са, Fe, Mg, AI, Mn, Pb,
Ag, Au, Cu, Ti, U, Sn, As. Возможность извлечения металлов ор¬
ганическими растворителями, а также совпадение максимальной
концентрации с минимальной зольностью позволяют предпола¬
гать, что источником металлов в нефти не могут служить облом¬
ки вмещающих пород, а формой, в которой металлы находятся
в нефти, являются металлоорганические комплексы. Помимо
нефти значительные концентрации металлов установлены в озо-
керитах, асфальтах, асфальтитах, керитах, антраксолитах. При
этом замечено, что относительное количество металлов растет в
направлении от нефти к высокоуглеродистым членам этого ряда,
т.е. к тем углеродистым веществам, которые отлагаются на более
ранних стадиях гидротермального процесса в условиях, близких
к отложению руд. В литературе неоднократно указывалось о
наличии в гидротермальных растворах элементоорганических (в
том числе металлоорганических) соединений и участии их в фор¬
мировании состава вод нефтяных месторождений (Н.Л. Буданов и
др., 1968; Голева, 1970; Слободской, 1981; и др).
Таким образом, имеющиеся геологические данные позволяют
с достаточным основанием считать, что: 1) в гидротермальных
минералообразующих растворах присутствуют углеродистые со¬
единения, накопление и выделение которых происходит в конце
гидротермального процесса; 2) месторождения нефти и газа несут
на себе многие признаки участия в их формировании гидротер¬
мальных растворов.
Если иметь в виду многочисленные факторы, способствую¬
щие рассеянию и сорбции углеводородов в процессе миграции,
то трудно найти другой способ формирования залежей, нежели
45
струйная миграция углеводородов в ходе направленного движения
к ловушкам активных термальных растворов, ограниченного во
времени и рамками определенных геологических условий. Сле¬
довательно, есть все основания относить месторождения нефти
и газа к месторождениям гидротермального типа (Флоровская,
Пиковский, 1971; Роль гидротермального 1986).
Нефтяные и газовые месторождения не являются каким-то осо¬
бым классом гидротермальных месторождений, еще не вошедшим
в классификации. Залежи углеводородов по основным признакам
довольно четко можно отнести к амагматогенным месторождениям
стратиформного типа (Смирнов, 1982).
К признакам таких месторождений относятся: 1) приурочен¬
ность к осадочным формациям с отсутствием активных извер¬
женных пород, с которыми можно было бы связать образование
месторождений; 2) в основном пластовая форма рудных тел; 3)
строго выраженная стратиграфическая позиция в мощной толще
осадочных пород; 4) структура рудных тел не контролируется от¬
четливо разломами; 5) сравнительно простой минеральный состав
руды. Особенностями этих месторождений также являются: не¬
редкая повторяемость ручных тел в разрезе (многоэтажность) и
обычно широкое площадное распространение (до нескольких кило¬
метров и даже десятков километров), температуры образования
от 70 до 200°С (Смирнов, 1969).
Нетрудно заметить, что месторождения нефти и газа обладают
всеми этими признаками, а структуры месторождений твердых и
вязких битумов (асфальтов, озокеритов и др.) практически иден¬
тичны структурам рудных залежей стратиформного типа. Хотя
природа стратиформных месторождений все еще остается пре¬
дметом дискуссий, трудно представить себе иной механизм их
формирования, чем внедрение в пористую среду металлонос¬
ных или углеводородсодержащих гидротермальных растворов и
выпадение вследствие изменения гидродинамических и физико¬
химических i условий растворенного вещества.
Газо-гидротермальный процесс играет важную роль в концен¬
трации химических элементов на Земле, выносе их из глубинных
геосфер в географическую оболочку. Это наиболее реальный
фактор, который обеспечивает эффективную транспортировку уг¬
леводородов в литосфере и внедрение их в замкнутые ловушки.
2.^. Ртуть - геохимический индикатор
глубинности каналов миграции углеводородов
Что представляют собой каналы в земной коре, по которым
движутся литосферные потоки углеводородов, какова глубина
проникновения этих каналов в нижние геосферы, включая мантию
46
Земли7 Современная наука до сих пор не прояснила окончатель¬
но эти вопросы, все они остаются предметом дискуссий. В связи
с этим для индикации глубинности каналов, по которым посту¬
пают к природным резервуарам в земной коре углеводородные
потоки, необходимо найти надежные геохимические индикаторы,
позволяющие получить ответы на эти вопросы
Признаками дегазации глубоких геосфер по активным разло¬
мам литосферы служат некоторые спутники углеводородных по¬
токов: окись углерода и водород, ртуть, сероводород, гелий и др.
Продуктом дегазации мантии Земли является ртуть (В.И Смир¬
нов, А.А. Сауков, Н.А. Озерова).
Н.А. Озерова (1986) приводит убедительные данные о дегаза¬
ции ртути из глубин Земли по зонам планетарных структур -
океанических, континентальных и островных дуг. Подобно¬
го рода дегазация хорошо фиксируется на примере Срединно-
Атлантического и Восточно-Тихоокеанского срединно-океаничес¬
ких хребтов и других региональных глубинных структур. Именно
планетарные структуры глубокого заложения ответственны за де¬
газацию ртути из глубин Земли. Активизация их отдельных
звеньев в разное время, в том числе и новейшее, обусловливала
повышенную норму дегазации ртути. В отдельные геологичес¬
кие периоды дегазация ртути приводила к образованию ртутных
месторождений.
Имеется много данных о пространственной связи ртутных и
углеводородных потоков Тесный парагенезис проявлений углево¬
дородов и ртути отмечался Н С. Бескровным, О.В. Вершковской,
Н.Р. Машьяновым, Н.А. Озеровой, Ю.И. Пиковским, В.Э. Пояр¬
ковым, В.П. Федорчуком, В.З. Фурровым и др. Минимальные со¬
держания ртути в газах в большинстве изученных месторождений
превышают ее содержание в атмосфере на порядок Увеличение
содержания ртути в приземном слое атмосферы отмечается над
нефтяными и газовыми месторождениями и над тектоническими
нарушениями.
Содержание ртути в нефтях находится в основном в пределах
4 • 10“6—4 • 10~*5%, на месторождении Битков (Карпаты) была обна¬
ружена более высокая концентрация 1 • 10”4% (Сауков и др , 1972;
О ртути в нефтяных .., 1974) Содержание ртути в нефтях мес¬
торождения Цимрик в Калифорнии достигает 2 • 10”3% и является
даже объектом попутной добычи в небольших масштабах Это
месторождение контролируется тем же глубинным разломом Сан-
Андреас, с которым связано размещение ртутных месторождений
Калифорнии (Нью-Альмаден, Нью-Идрия и др ).
Для исследования закономерностей размещения ртутьсодержа¬
щих углеводородных месторождений автором совместно с
Н.А. Озеровой проводилось изучение ртутоносности природных
газов в различных геологических регионах, а также анализ и
47
обобщение литературных данных о содержании ртути в нефтях и
газах отечественных и зарубежных месторождений.
Ртуть в углеводородных газах присутствует в пределах всех
крупных тектонических структур* разновозрастных платформ и
молодых складчатых сооружений Ртутоносные газы залегают
в отложениях практических всех стратиграфических горизонтов
палеозоя, мезозоя и кайнозоя при самом разнообразном лито¬
логическом составе пород-коллекторов Установлено, что не
существует стратиграфического или литологического контроля
в локализации газов, содержащих ртуть, даже в пределах одной
нефтегазоносной области. Этот факт и отсутствие высокого ре¬
гионального ртутного фона в файнерозойских породах (Сауков и
др., 1972) показывает, что заимствование ртути из пород осадоч¬
ного чехла не может рассматриваться как процесс, обусловивший
повышенную ртутоносность газов.
Другим возможным геологическим процессом, поставляющим
ртуть в газовые месторождения, является дегазация мантии Земли
по зонам глубинных разломов Рассмотрим с этих позиций сущес¬
твующие геологические и геохимические материалы, полученные
совместно с Н А Озеровой, Н.Р. Машьяновым, А.А Лобрянс-
ким, М В Вагдасаровой, на примере наиболее хорошо изученного
линеамента Карпинского
Линеамент Карпинского (Сарматско-Туранский линеамент)
представляет собой тектонически активную зону земной коры,
протянувшуюся на тысячи километров параллельно альпийской
складчатой системе, пересекающую тела древних и молодых плат¬
форм и ограниченную глубинными разломами (рис. 3). В эту
систему входят (с юго-востока на северо-запад): Бухарская и
Чарджоусская ступени Амударьинской впадины, Мангышлакско-
Устюртская и Манычская зоны дислокаций, Донецкий бассейн,
ДДВ, Припятский и Подлесско-Брестский прогибы. Продол¬
жение этэй системы на северо-запад прослеживается в преде¬
лах Польско-Германской впадины Среднеевропейской платформы
(Хайн, 1977) Все структурные элементы, входящие в систему
линеамента Карпинского, несмотря на разновозрастность слага¬
ющих их толщ, обнаруживают много сходного в геологическом
строении и геологической истории.
Им присущи многие характерные черты рифтогенеза* умень¬
шение мощности земной коры, глубокое погружение фундамента
(более 5 тыс м), галогенез и газокинез, высокая тектоническая
активность, проявляющаяся на отдельных участках вплоть до
новейшего времени, повышенный тепловой поток В пределах
линеамента Карпинского сосредоточены многочисленные место¬
рождения нефти и газа, а также ряд рудных месторождений. Эта
зона характеризуется повышенной проницаемостью земной коры
по сравнению со смежными территориями с момента зарождения
48
Рис. 3. Схема распределения ртутоносных газов в пределах
Европы и Средней Азии (по Н.А. Озеровой и Ю.И. Пиковс-
кому, 1982). Области: 1 - докембрийской складчатости, 2 -
каледонской складчатости, 3 - герцинской складчатости, 4 ~
альпийской складчатости, 5 - границы между областями с раз¬
новозрастной складчатостью; 6 - рифтовые пояса континентов
(I-I - Рейнско-Ливийский, II-II - Аравийско-Африканский, по
Милановскому, 1976); 7 - крупные зоны поперечных наруше¬
ний (А - Паннонско-Волынский прогиб, по Чекунову, 1972, Б -
Транскавказское поперечное поднятие, по Шатскому, 1948 и
Милановскому, 1979); 8 - поперечные глубинные разломы: а -
установленные, 6 - предполагаемые (цифры в кружках на схеме:
I - линия Брно-Тунис, по В.Е. Хайну, 1973, 2 - Одесский, 3 -
Криворожско-Кременчугский, 4 ~ Орехово-Павлоградский, по
Чекунову, 1972, 5 - Кальмиус-Айдарский, 6 - Урало-Оманский,
по Амурскому, 1976, 7 - Джулсары-Тахтабазар, по Скарятину,
Атанасян, 1976; Бунэ и др., 1976); 9 - линеамент Карпинского;
10 - продолные глубинные нарушения; 11 - газовые месторождения
и проявления с содержанием ртути в газе более 1 • 10-6 г/м3.
Месторождения: 1 - Гронинген, 2 - группа месторождений
Эмсланда, 3 - группа месторождений Южно-Ольденбургского и
Нижнесаксонского районов; 4 ~ месторождения района Альтмарк;
5 - Острув-Велькопольски; 6 - Битковское; 7 - Опошня, Гадяч; 8 -
газопроявление Лружковско-Константиновской антиклинали; 9 -
месторождения Саратовского района; 10 - Тахта-Кугультинское;
II - Северо-Ставропольское; 12 - Мирненское; 13 - Степное; Ц -
Жетыбай; 15 - Учкыр
структур до антропогена включительно. К газовым месторож¬
дениям приурочены повышенные (более 1 • 10“6 г/м3) содержания
ртути в газах (табл. 15).
Повышенная ртутоносность газовых месторождений отмеча¬
ется везде, где линеамент Карпинского пересекается крупными
поперечными нарушениями. Проследим эту закономерность по
простиранию линеамента с запада на восток. Все ртутьсодер¬
жащие месторождения Нидерландов и Германии приурочены к
зонам поперечных разломов, входящих в одну из крупнейших
систем континентальных рифтов - Рейнско-Ливийский рифтовый
4 Пикоьский
49
Таблица 15
Содержание ртути в газах нефтяных и газовых
месторождений и проявлений - в пределах
линеамента Карпинского (Озерова, Пиковский, 1982)
Г еотектоническое
положение
Месторождения и
проявления
Возраст
пород-
кол лек¬
торов
Содержание
ртути,
10“6 г/см3
Польско-Г ерманская
Аннавен, Гольденштедт
С
300-340
впадина
Гронинген, Вустров,
Зальцведель-Пекензен,
Pi
180-3000
Аннавен, Барриен,
Хенгстлаге, Борен-
борстель
Т
30-450
Ленинген, Тензе,
Далюм, Рулермоор
Ki
15-100
15-20
Предсудетская
моноклиналь
Острув-Велькопол fa-
ски
Pi
10-900
Принятский прогиб
Сосновское
с
0,7
Д непровско- Донец¬
кая впадина
Криворожско-
Кременчугская
Гадячское, Ново-Тро-
ицкое, Опошнянское,
Солоховское, Харь-
Cl
0,1-5
ковецкое
Зацепи ловское,
CN
О
1
О
0,05
Карловский блок
Рыбальское
Руденковское
Cl
0,1
Пе рещеп инс кое,
Пролетарское
Ci-C2
0,1-0,2
Крестищенское,
Маше вс кое
С3-Р1
0,1-0,15
Орехово-Павлоград-
ская зона
Шебелинское, Ефре¬
мовское, Сосновское,
С3-Р1
0,09-0,06
Северный
Донбасс
Кегичевское
Вергунское, Боровское,
Краснопоповское
Cl “С2
0,01-0,09
Скифская плита
Донбасс
В пределах Дружковско-
Константиновской
Сз
0.25-9
Ставропольский
свод
антиклинали
Тахта- Кугультинское,
Северо-Ставропольское,
Рз
0,4-70
Сингелеевское
Петровско-Благо-
Рз
0,3
Арзгиро-Мирнен-
ская зона
Те рско-Ку мекая
впадина
дарненское
Степное, Равнинное
0,8-2
Туранская плита
Зона Мангышлак-
Шахпахты, Узень,
0,09-0,15
ско-Устюртских
Жетыбай
0,34-1,0
дислокаций
Амударьинская
впадина
Гугуртли, Наип
0,4-1,5
0,25-0,5
Ачак
Учкыр, Г аз ли
Ташкудук
Ki
0,03-1,5
50
пояс. Одним из наиболее активных участков этого пояса явля¬
ется Рейнская система грабенов, состоящая из Верхнерейнского,
Нижнерейнского и Гессенского грабенов и их северного продол¬
жения: грабены Северного моря, Вронштедт-Гамбургский трог
и к северу от него Брамштедт-Кильский прогиб зоны Шлезвиг-
Гольштейн. Ртутьсодержащие газоносные площади Вустров и
Зальцведель-Пекензен находятся в узлах пересечения тектоничес¬
кой границы герцинид и каледонид с поперечными разломами,
обрамляющими Б ронштедт-Гамбургский трог. К южному про¬
должению Центрального грабена Северного моря приурочено
месторождение Гронинген и группа месторождений Эмсланда.
Месторождения Предсудетской моноклинали (район г. Острув-
Велькопольски), в которых обнаружены ртутьсодержащие газы,
расположены на участке пересечения южной тектонической гра¬
ницы линеамента Карпинского и поперечной структуры, разделя¬
ющей складчатые системы Альп и Карпат.
Месторождения Днепровско-Лонецкой впадины - Гадяч и
Опошня, в которых концентрация ртути в газах достигала 10“6
г/м3, расположены в узлах пересечения линеамента Карпинского
с зонами поперечных разломов, ограничивающих Криворожско-
Кременчугскую древнюю геосинклинальную зону. Среди место¬
рождений Ставропольского свода наиболее высокие содержания
ртути в газах отмечены в местах пересечения продольных разло¬
мов альпийского простирания, расположенных на южном фланге
системы Манычских дислокаций, ограничивающих с юга лине¬
амент Карпинского, и субмеридиональных глубинных разломов,
ограничивающих Ставропольское поднятие.
Газовые месторождения с повышенной ртутоносностью При¬
каспийской части линеамента Карпинского (Степное, Жетыбай,
Узень) приурочены к участкам пересечения линеамента глубинны¬
ми поперечными разломами, связанными с формированием круп¬
нейшей поперечной структуры Каспийского моря.
Среди месторождений Амударьинской впадины, связанных с
линеаментом Карпинского, наиболее высокой ртутоносностью от¬
личаются месторождения, которые находятся на пересечении про¬
дольного Бухарского разлома с поперечным нарушением, входя¬
щим в систему разломов Урало-Оманского линеамента.
Анализ этих данных, показывает, что общая черта всех рту-
тоносных месторождений - их положение в зонах пересечения
глубинных нарушений, идущих параллельно молодым складча¬
тым системам, с крупными планетарными, поперечными к ним
линеаментами, которые представляют собой зоны долгоживущих
разломов древнего заложения с характерными чертами рифто-
генеза. Продольные глубинные нарушения также нередко пре¬
дставляют собой трансконтинентальные линеаменты рифтогенной
природы. Обе системы линеаментов, как правило, представляют
собой вытянутые на тысячи километров зоны нарушений шириной
51
100-200 км (иногда более узкие), проявляющиеся в структуре оса¬
дочного чехла б виде грабенообразных прогибов или поднятий.
Эти зоны окаймляются субпараллельными краевыми разлома¬
ми и характеризуются в пределах разломных участков с резким
перепадом глубин кристаллического фундамента и поверхности
Мохо, современной тектонической активностью, выражающейся
з новейших движениях, увеличением теплового потока в два и
более раза по сравнению с окружающими регионами, проявлени¬
ем поздней гидротермальной минерализации и др. В локальном
плане месторождения ртутоносных газов находятся в большинс¬
тве случаев в узлах пересечения краевых разломов поперечных
линеаментов с краевыми или внутренними разломами продоль¬
ных линеаментов Газовые месторождения, приуроченные только
к одной системе линеаментов, не отличаются повышенной рту¬
тоносностью Таковы месторождения, расположенные в зонах
глубинных поперечных разломов Верхнерейнского грабена вне
продольных линеаментов И только узлы пересечения продоль¬
ных и поперечных линеаментов при активизации этих структур
обеспечивают ту повышенную проницаемость, которая необхо¬
дима для проникновения ртути из глубин Земли. Таково поло¬
жение ртутьсодержащих месторождений, расположенных в учас¬
тках пересечения линеамента Карпинского с северными ветвями
Рейнско-Ливийского и Аравийско-Африканского линеаментов -
двумя крупнейшими рифтовыми поясами Земли.
Таким образом, накопление ртути в залежах нефти и углево¬
дородных газов - свидетельство того, что ртуть и углеводороды
используют одни и те же тектонические каналы для своей мигра¬
ции, связанные с дизъюнктивными узлами Это показывает, что
локализованные литосферные углеводородные потоки выбирают
для своей миграции разломы глубокого заложения.
2.5. Геохимические ореолы - следы литосферных
потоков углеводородов
Из предыдущих соображений представляется обоснованной
гипотеза о том, что локализованные литосферные потоки угле¬
водородов движутся из нижних геосфер к земной поверхности в
газо-гидротермальных системах особого типа, в которых достига¬
ется насыщение флюида-носителя углеводородами. Это движение
происходит на геодинамически активных участках земной коры,
в которых создаются субвертикальные каналы, представляющие
собой зоны разуплотнения, заполняемые флюидом под большим
давлением. Ступенчатый переток флюидов к верхним слоям зем¬
ной коры сопровождается сейсмическими и гидротермальными яв¬
лениями На путях миграции углеводородов и флюидов-носителей
образуются субвертикальные и субгоризонтальные минералого¬
52
геохимические ореолы, представляющие собой комплекс явле¬
ний, включающий сорбцию соединений фл^оидного потока или
продуктов их изменения, вторичные химические, физические и
минералогические изменения вмещающих горных пород, другие
аномальные геохимические, геофизические и биогеохимические
процессы. Минералого-геохимические ореолы прослеживаются
от глубин кристаллического фундамента до современного почвен¬
ного покрова включительно. Различают ореолы, образованные
потоками глубинных флюидов, и ореолы, возникшие при рассея¬
нии углеводородных скоплений.
В 30-х годах нашего столетия американскими и российскими
геологами были обнаружены у земной поверхности углеводороды,
мигрировавшие из находящихся на глубине газонефтяных зале¬
жей. Этим было положено начало разработки и развития прямых
геохимических поисков нефти и газа. На основе изучения разных
геохимических процессов, сопровождающих формирование и раз¬
рушение скоплений нефти и газа. Уже к концу 40-х годов возник
комплекс геохимических методов поисков нефти и газа, включаю¬
щий газовый (В.А Соколов), газо-микробиологический (Г.А. Мо¬
гилевский), люминесцентно-битуминологический (В.Н. Флоровс-
кая), почвенно-геохимический (В.А. Ковда, П.С. Славин), радио¬
метрический (Ф.А. Алексеев), гидрогеохимический (В.А. Сулин),
геоботанический (В.Л. Авдеев) методы и др. В дальнейшем они
получили развитие в трудах многих исследователей и в том или
ином виде применяются в настоящее время.
В результате работ 40-50-х годов В.Н. Флоровской (I960) было
сделано важное обобщение: ” Все перечисленные геохимические
процессы, развивающиеся в пределах нефтесодержащих толщ от
залежи к дневной поверхности, приводящие к образованию га¬
зовых, битумных, бактериальных и других аномалий, являются
частными процессами или различными сторонами единого гео¬
химического процесса” (с. 515). Исследование этого единого
геохимического процесса вторичного изменения горных пород и
заключенных в них флюидов, приводящего к развитию минерало¬
геохимического ореола,- суть современной концепции геохими¬
ческих поисков нефти и газа. Результаты работ последних двух
десятилетий, добавив значительный фактический материал, под¬
твердили существование этого важнейшего для локального прог¬
ноза нефтегазоносности явления. По аналогии с рудными гидро¬
термальными месторождениями еще в конце 50-х годов В.Н. Фло¬
ровской были выделены ореолы первичного рассеяния - следы
миграции углеводородов и вторичных изменений пород на путях
формирования скоплений (первичный минералого-геохимический
ореол) и ореолы вторичного рассеяния - следы миграции угле¬
водородов и сопутствующих веществ от сформированной залежи
(вторичный минералого-геохимический ореол). Позже К.А. Ани-
4*
53
киевым было сформулировано понятие об ореоле вторжения как
составной части первичного ореола (Аникиев, 1971).
Первичные ореолы могут не совпадать со скоплениями уг¬
леводородов на глубине, они фиксируют более широкую зону
флюидодинамической активности, отвечающей зоне возможного
нефтегазонакопления или возможному нефтегазоносному району
в целом. Форма первичных ореолов должна иметь пластово¬
жильный прерывисто-непрерывный характер в соответствии с
формой флюидных диапиров. Внутри первичного ореола должны
наблюдаться гидротермальные изменения горных пород, гидро¬
химические и гидродинамические аномалии, следы разгрузки глу¬
бинных флюидов - водорода, гелия, ртути, сероводорода, редких
и радиоактивных элементов, специфические ассоциации изото¬
пов углерода, следы термального воздействия на органическое
вещество - полициклические ароматические углеводороды. Все
это отличает первичный ореол от вторичного, в котором широко
развиты результаты биогеохимических процессов и химических
изменений компонентов залежи. Вместе с тем, если активный
процесс формирования газонефтяной залежи происходит и в на¬
стоящее время, вторичный ореол будет нести яркие признаки
первичного ореола.
В признаки минералого-геохимического ореола углеводород¬
ной дегазации недр вписываются многие явления, которые тради¬
ционно принято считать результатом “созревания” органического
вещестза нефтематеринских толщ. Сюда относится широкое рас¬
пространение рассеянной нефти (“микронефти” Н.В. Вассоевича)
и рассеянных углеводородных газов в толщах пород в зонах неф¬
тегазонакопления. Количество их неизменно увеличивается при
приближении к углеводородным залежам. Известен факт зна¬
чительного увеличения отражательной способности витринита в
углистых частицах горных пород над месторождением в конту¬
ре нефтеносности более чем в три раза (Barker, Pawlewicz, 1986).
Авторы связывают это явление с активностью нефтеокисляющей
микрофлоры непосредственно над нефтяной залежью. Не все
ясно и с широким распространением в “зрелой микронефти” би¬
омаркеров - структур, близких к структурам живого вещества.
Отсутствие корректной гипотезы собирания биомаркеров в неиз¬
менных соотношениях в залежь заставляет искать иные, возмож¬
но, термодинамические, причины их образования. При изучении
углеводородных ореолов рассеяния вблизи дневной поверхности
обнаруживается их тесная пространственная связь с новейшими
и современными движениями земной поверхности. Можно при¬
вести примеры приуроченности углеводородных ореолов к сводам
новейших локальных поднятий в виде сплошных или кольцевых
аномалий. В Предкарпатье на активных новейших поднятиях, по
сообщению Н.В. Кришталя, газовые углеводородные аномалии во
времени проявляют пульсационный характер, то появляясь, то
54
исчезая в подпочвенном воздухе. В Терско-Каспийском и При-
пятском прогибах были обнаружены углеводородные аномалии в
надпочвенном воздухе, приуроченные к участкам, характеризу¬
ющимся высокими градиентами современных вертикальных дви¬
жений земной поверхности (Современная геодинамика 1989).
При этом было отмечено, что разгрузка флюидных систем имеет
пульсационный характер.
Исследования ртутоносности углеводородных газов на раз¬
личных месторождениях показали, что аномальные содержания
ртути в газовых месторождениях появляются в зонах пересечения
крупных активизированных в новейшее время глубинных разло¬
мов и носят пульсационный характер. Они появляются также
в приземном слое атмосферы над активными разломами (напри¬
мер, над системами Мангышлакских и Манычских дислокаций) и
над некоторыми нефтегазоносными структурами. По-видимому,
можно привести много других примеров, отмеченных в литера¬
туре, о связи геохимических ореолов рассеяния одновременно и
с зонами нефтегазонакопления, и с современными движениями
земной коры.
А Б
Г^Н 7
Рис. 4. Схема вторжения эндолитогенного потока УВ в стратис¬
феру (по материалам К.А. Аникиева, Т. Голда, П.Н. Кропоткина,
В.Н. Флоровской). А: 1 - первичный ореол (ПО); 2 - вторичный
ореол (ВО) кольцевой; 3 - ВО сплошной; 4 ~ слабопроницаемые
породы (региональная покрышка); 5 - ореол вторжения (ОВ);
6 - углеводородная залежь (УВЗ); 7 - направление вторжения;
НП - новейшее поднятие; Б -изменение пластовых давлений: 1 -
гидростатического, 2 - литостатического, 3 -флюидного потока
55
Как показывают расчеты, сделанные В.А. Сидоровым с сот¬
рудниками для Терско-Каспийской и Припятского прогибов (Сов¬
ременная геодинамика 1989), очаги напряженности, обуслов¬
ливающие современные движения на локальных структурах, нахо¬
дятся на относительно небольшой глубине в пределах осадочного
чехла и приповерхностных зонах кристаллического фундамента.
Это дает возможность предположить, что новейшие движения на
локальных структурах обусловлены пульсационным дыханием тех
самых глубинных флюидных диапиров, которые обусловливают
образование нефтегазовых залежей с АВПЛ. Здесь находит свое
логическое объяснение тесная связь нефтегазоносности, ореолов
рассеяния, разгрузки глубинных флюидов и новейших движений
земной поверхности. То, что при всем этом залежи не разруша¬
ются, свидетельствует о том, что в них происходит постоянный
подток флюидов из глубоких частей диапира, возможно, уходяще¬
го корнями в фудамент (рис. 4).
Минералого-геохимические ореолы - сложные комплексные
образования - составляют миграционную структуру литолого¬
стратиграфических комплексов. Особенно разнообразно их про¬
явление вблизи дневной поверхности, в зоне действия ландшаф¬
тно-геохимических процессов. Форма, состав и распределение
ореолов, помимо чисто геологических причин, зависит от геохи¬
мической структуры ландшафта, в частности ландшафтно-геохи-
мических барьеров, особенностей и условий миграции, аккуму¬
ляции и трансформации вещества в ландшафтах. Этим объясня¬
ется неопределенность в интерпретации данных, не позволяющая
до сих пор геохимическим поискам выйти из стадии опытно¬
методических работ. Применение геохимических поисков нефти
и газа в технологии поисковых работ возможно только на базе
литолого-геохимического и ландшафтно-геохимического райони¬
рования по условиям поисков и разведки.
ГЛАВА 3.
О СВЯЗИ ЛОКАЛИЗОВАННЫХ ЛИТОСФЕРНЫХ
ПОТОКОВ УГЛЕВОДОРОДОВ С
СЕЙСМОГЕННЫМИ ЗОНАМИ И СОВРЕМЕННОЙ
МОРФОСТРУКТУРОЙ
3 1 Дилатансионная модель миграции
углеводородов в литосфере
За последнее десятилетие в научной литературе стал просле¬
живаться интерес к изучению связи между геохимическими про¬
цессами в земной коре и сейсмическими явлениями. Выдвигались
гипотезы о влиянии геохимических факторов на сейсмичность
(Вольфсон, 1978, Киссин, 1980) и сейсмичности на геохимические
процессы (Царев и др., 1980). Опубликовано многа материалов
о геохимических аномалиях, связанных с миграцией глубинных
флюидов в сейсмоактивных областях в ходе подготовки и сверше¬
ния землетрясения (Войтов, Гречухина, 1980; Осика, 1981; Gold,
1979, Современные движения ..., 1987). Указывалось на прост¬
ранственную связь зон высокой сейсмичности с место рождениями
углеводородов и других полезных ископаемых (Libhy^Libby, 1974).
Выдвигались гипотезы о влиянии сейсмический активности на
размещение как отдельных залежей углеводородов (Талиев, 1976),
так и крупных зон нефтегазонакопления (Черский, Царев, 1978;
Кузнецов и др., 1981).
Современные представления об очаге землетрясения (Райс,
1982, Brady, 1974) прзволяют полагать, что эволюция очага - это
геологический механизм, способствующий формированию флюи¬
догенных месторождений полезных ископаемых разного генезиса
и состава. Можно указать, например, на такие благоприятные
для концентрации вещества факторы, действующие в очаге зем¬
летрясения, как возникновение и миграция вдоль разлома зоны
неупругого увеличения объема горных пород за счет высокой тре¬
щиноватости (дилатансионной зоны), резкий рост проницаемости
пород в участках локальных деформаций, а также стимулирую¬
щая роль влагопереноса в развитии этих явлений. Освобождение
огромного количества упругой энергии, расходуемой на создание
зон дробления пород и мобилизацию вещества, быстрое открытие
и закрытие трещин, локализация, стадийность, периодичность
этих явлений обеспечивают направленный перенос флюидов в
одну и ту же зону разгрузки и концентрации и предохраняют
вещество от полного рассеяния в процессе миграции. При этом
в процессе могут участвовать как глубинные, так и инфильтра-
ционные флюиды, связанные и не связанные непосредственно с
магматизмом и вулканизмом.
57
Следствием этих положений является существование зако¬
номерной связи палеосейсмических явлений с месторождениями
ф^юидогенных полезных ископаемых различного генезиса. Такая
связь, например, устанавливалась при изучении сейсмогенной
трещиноватости и других палеосейсмических факторов в нефте¬
газоносных районах (Микуленко, 1981; Григорьев и др., 1982).
В последние годы развиваются представления об активной вто¬
ричной флюидизации как факторе изменения напряженного сос¬
тояния в земной коре, деформации горных пород, возникновения
аномально высоких пластовых давлений (К.А. Аникиев, Б.М. Ва¬
ляев, П.Н. Кропоткин, В.Ф. Линецкий и др.). Разрабатываются
модели очага землетрясений с участием флюидов (М.А. Садовс¬
кий, В.И. Кейлис-Борок, И.Г. Киссин, Т. Голд и др.). Проблема
флюидизированных очагов землетрясений и их роли в глубинной
дегазации земли рассмотрена Б.М. Валяевым (1987).
Любое проявление тектонической активизации сопровождает¬
ся сейсмическими явлениями, особенно на участках дизъюнктив¬
ных нарушений. Движению углеводородных флюидов и вытес¬
нению ими воды из коллекторских пород способствуют разрывы
сплошности пород протяженностью в десятки и сотни километров,
связанные с этим гидравлические и возникновение аномальных
давлений (Линецкий, 1974). Д.Г. Осика (1986) на примере аль¬
пийской складчатой области, Т. Голд (Gold, 1979) на примерах
различных регионов мира показали усиление выделения из недр
горючих газов в связи с землетрясениями.
Таким образом, известно большое количество данных, поз¬
воляющих предполагать важную роль геодинамической энергии
в организации литосферных потоков углеводородов и связывать
немагматические очаги возникновения этих потоков (в первую
очередь локализованных) с очагами землетрясений.
Т. Голд (1986) предложил модель направленного прерывистого
движения больших масс флюидов из локализованных очагов в
зонах генерации в зоны разгрузки. Этот механизм связан с соз¬
данием на глубине разуплотненных трещиноватых зон - доменов,
в которые внедряются под большим давлением массы флюидов.
Постепенно в кровле домена давления достигают величин, разры¬
вающих прочность пород, что вызывает миграцию домена вверх.
В подошве домена давление снижается и поры закрываются. Та¬
кое “скачкообразное” движение флюидонасыщенной зоны вверх
сопровождается разрядкой тектонических напряжений, что вле¬
чет за собой сейсмические явления. Движение флюидонасыщен¬
ной разуплотненной зоны в окружении слабопроницаемых пород
предохраняет флюид от рассеивания. Модель Т. Голда хорошо
согласуется с дилатансионными моделями очагов землетрясений
(Жарков, 1983).
Флюидизированный очаг землетрясения в области высоких
температур может быть мощным реактором образования углево¬
58
дородов в зоне конверсии по поликонденсационному механизму
(Руденко, Кулакова, 1986). Этот процесс, сопровождающийся
дегазацией - выносом летучих продуктов из зоны реакции, будет
проходить с поглощением энергии сейсмических процессов и энер¬
гий тепла Земли, которые превращаются в химическую энергию
углеводородов и кинетическую энергию их потоков. Размеры оча¬
гов землетрясений могут достигать десятков километров, что ука¬
зывает на возможность существования доменов большого объема.
Разрядка тектонических напряжений, с которой связан пере¬
ход флюидизированного домена на новый уровень, сейсмические
явления имеют место, как правило, на больших глубинах ниже
границы географической оболочки. На глубинах до 10 км нарас¬
тание давления во флюидизированном очаге может не приводить к
разрыву сплошности пород, но создает гидравлические эффекты,
с которыми, возможно, связаны локальные поднятия или опуска¬
ния мелких блоков земной коры. Флюидодинамическая гипотеза
новейших движений рассмотрена А.А. Никоновым (1979).
Реальные флюиды, находящиеся в условиях домена, подни¬
мающегося из высокотемпературных зон литосферы,- это газо¬
гидротермальные системы, способные при высоких температурах
растворять углеводороды в неограниченных количествах (Чека-
люк, Филяс, 1977). Вместе с углеводородами в этих системах, если
они связаны с глубинной дегазацией, должны находиться такие хи¬
мические элементы, как гелий, ртуть, водород и др. Эти системы
в тупиковых зонах миграционных потоков на термодинамических
барьерах и создают крупные залежи углеводородов (см. рис. 4).
Таким образом, дилатансионная модель локализованных по¬
токов углеводородов в литосфере объясняет как механизм их
движения из глубоких недр, так и геологические явления, сопр¬
овождающие эти потоки: активизацию локальных современных и
новейших тектонических движений, усиление тепловых потоков,
газо-гидротермальную деятельность, палеосейсмические призна¬
ки в геологическом разрезе, создание аномальных пластовых дав¬
лений, присутствие глубинных геохимических спутников углево¬
дородов (ртути, гелия, водорода и др.). Наиболее благоприятные
условия для возникновения зон разуплотнения, обеспечивающих
продвижение больших масс углеводородных флюидов, создаются
в зонах растяжения земной коры, что также согласуется с распр¬
еделением крупнейших месторождений нефти и газа на. Земле.
Главное следствие изложенной гипотезы - глобальная генети¬
ческая связь локализованных литосферных потоков углеводоро¬
дов с сейсмическим процессом. Если такая связь действительно
существует, то должен существовать и общий механизм, контр¬
олирующий проявления сейсмичности и размещение крупнейших
месторождений нефти и газа на Земле. Весьма вероятно, что эти
общим механизмом служит процесс возникновения очаговых зон
59
Землетрясений, Такие зоны одновременно могут стать реактор¬
ами для образования углеводородных флюидов, массы которых
устремляются вверх по открывающимся каналам.
Из этой гипотезы не следует приуроченность нефтяных и га¬
зовых месторождений к эпицентрам современных землетрясений
Современные землетрясения происходят, в основном, в орогенных
областях, где условия для образования и сохранения скоплений
углеводородов весьма неблагоприятны. Кроме того, нефтяные и
газовые месторождения - это следствия углеводородных потоков
прошлых геологических эпох, хотя, и не столь давних.
Вместе с тем, сейсмические явления в нефтегазоносных об¬
ластях встречаются довольно часто. Известно, что признаки
палеосейсмчности в разрезе (трещины, оползни и т.д.) служат од¬
ним из поисковых критериев нефтегазоносности (Микуленко, 1981,
Григорьев и др., 1982). Современные землетрясения в нефтега¬
зоносных бассейнах наблюдаются не только в сейсмоактивных
регионах кайнозойской складчатости (например, Анды, Калифор¬
ния, Кавказ, и другие) но и на древних и молодых платфрмах
(Волго-Уральский, Западно-Сибирский, Амударьинский и другие
нефтегазоносные бассейны).
Доказательством генетической связи потоков углеводородов в
литосфере с сейсмичностью может служить предсказание зон кр¬
упного нефтега^онакопления на основе установленных закономер¬
ностей сейсмического процесса. Эти вопросы будут рассмотрены
в следующих разделах.
3.2. Связь крупных месторождений нефти и газа с
сейсмогенными морфоструктурными узлами
В 1969-1992 гг. был опубликован цикл работ по прогнозу мест
сильных землетрясений, выполненных под руководством И.М.
Гельфанда, Ш.А. Губермана, В.И. Кейлис-Борока, Е.Я. Ранц-
ман (Гельфанд и др., 1972, 1973; Губерман, 1987; Ранцман, 1979 и
др.). Прогноз основывался на морфоструктурном районировании -
иерархически упорядоченной модели блокового строения земной
коры, выраженного в современном рельефе. Формализованная ме¬
тодика такого районирования разработана Е.Я. Ранцман (1989).
При морфоструктурном районировании выделяются три типа
(категории) морфоструктур разных иерархических рангов: терр¬
иториальные единицы (макроблоки, мезоблоки, блоки), линейные
зоны в ограничении блоков (линеаменты 1, 2, 3 и т.д. рангов),
места пересечения или причленения линеаментов разных рангов
- морфоструктурные узлы. Морфоструктурные узлы - это места
наиболее высокой тектонической активности со специфическими
чертами рельеЬа и мелкоблоковым строением (Герасимов, Ран¬
цман, 1973)
60
Прогноз мест сильных землетрясений опирается на факты рас¬
положения эпицентров сильных землетрясений только в окрест¬
ностях морфоструктурных узлов, образуемых пересечением ли-
неаментов трех высших рангов, обладающих определенными ин¬
дикационными признаками. Признаки высоко сейсмичных узлов
характеризуют интенсивность и контрастность современных тек¬
тонических движений, величину блоков, сочлененных в узлах.
Выбор индикационных признаков высокой сейсмичности произво¬
дился с помощью алгоритмов распознавания (Губерман, 1987).
Приуроченность сильных землетрясений к морфоструктурным
узлам показана на примере многих регионов мира (Кавказ, Тянь-
Шань, Памир, Малая Азия, Калифорния, Анды и другие). Прог¬
нозы мест сильных землетрясений, опубликованные до 1974 года
для этих регионов, были проверены в последующее десятилетие
(Губерман, Рантвайн, 1986). За период 1974-1984 годов в прог¬
нозируемых регионах произошло 15 сильных землетрясений, из
которых 14 попали в область прогноза. Место известного Спитак¬
ского землетрясения 7 декабря 1988 года было указано на карте
распознавания высокосейсмичных узлов, опубликованной в 1974
году. Таким образом, имеется достаточно доказательств того,
что что модели современного блокового строения земной коры
и распознавания сейсмичных морфоструктурных узлов адекватно
отражают закономерности сейсмического процесса на Земле.
Автором совместно с Щ.А. Губерманом, Е.Я. Ранцман, М.П.
Жидковым и М.П. Гласко показана возможность применить моде¬
ли распознавания мест сильных землетрясений к прогнозу крупных
скоплений нефти и газа (О некоторых критериях 1986, Локаль¬
ный прогноз ..., 1989). Теоретически возможность такого прогноза
основывается на следующих гипотезах:
1. Современные залежи нефти и газа образовались в эпоху
формирования современного рельефа земной поверхности, то есть
не раньше фазы кайнозойской складчатости (см. 2.2).
2. Одним из главных факторов, влияющих на формирование
месторождений нефти и газа, является иерархическая блоковая
структура земной коры.
3. Локализованные литосферные потоки углеводородов связа¬
ны с флюидизир о ванными сейсмогенными очагами и с активными
в эпоху нефтегазообразования дизъюнктивными узлами в зонах
преобладающего растяжения земной коры.
4. Дизъюнктивные сейсмогенные узлы выражаются на зем¬
ной поверхности морфоструктурными узлами, находящимися на
стыках современных блоков земной коры.
Из этих соображений следуют два вывода: 1) крупные мес¬
торождения нефти и газа должны располагаться в окрестностях
морфоструктурных узлов; 2) распознавать нефегазоносные мор¬
фоструктурные узлы можно по признакам, применяемым для рас¬
познавания мест сильных землетрясений.
61
Таблица 16
Расстояния от наиболее •vynnbix месторождений нефти
и газа Анд до ближайших морфоструктурных узлов
Месторождения
Страна
Координаты узла
Расстояние от
центра узла, км
широта
долгота
Маракаибский бассейн
Боскан
Венесуэла
11.0 С
71.7 3
60
Боливар
Венесуэла
11.0 С
71.7 3
75
Ла-Пас
Венесуэла
11.0 С
71.7 3
40
Бассейн Верхней
и Средней Магдалены
Ла-Сира
Колумбия
7.3 С
74.1 3
55
Бассейн Лльянос
Кано Лимон
Колумбия
6.2 С
71.7 3
75
Верхнеамазонский бассейн
Орито
Колумбия
1.0 С
76.6 3
60
Сача
Эквадор
0.1 С
77.3 3
55
Шушуфинди
Эквадор
0.1 С
77.3 3
62
Бассейн Гуаякиль-Прогрессо
Анкон
Эквадор
2.8 Ю
81.4 3
65
Амистад
Эквадор
3.3 Ю
79.8 3
55
Ла-Бреа-Паринас
Перу
4.7 Ю
80.4 3
75
Центрально-Предандийский бассейн
Санта-Крус
Боливия
17.8 Ю
63.1 3
0
Камири
Боливия
20.0 Ю
64.1 3
65
Бассейн Сальта
Кампо-Дуран
Аргентина
22.3 Ю
64.4 3
75
Каймансито
Аргентина
24.2 Ю
65.0 3
75
Бассейн Мендоса
Тупунгато
Аргентина
33.9 Ю
69.1 3
55
Барранкас
Аргентина
33.0 Ю
68.7 3
40
Бассейн Неукен
Пуэсто-Эрнандес
Аргентина
37.6 Ю
69.7 3
40
Эстасион
Аргентина
39.1 Ю
68.0 3
30
Пласса-Уинкуль
Аргентина
38.9 Ю
70.0 3
55
Связь крупных месторождений нефти и газа с морфоструктур¬
ными узлами покажем на примере двух очень контрастных по
физико-географическим и геологическим характеристикам регио¬
нов - нефтегазоносных бассейнов горного пояса Анд и равнинной
низменной территории Западной Сибири.
Анды Южной Америки. Вдоль горного пояса Анд в предгор¬
ных прогибах и межгорных впадинах располагаются крупные неф¬
тегазоносные бг сейны Южной Америки: Маракаибский, Верхней
и Средней Магдо 'ены, Лльянос, Верхнеамазонский, ГуаякИль-
69
Прогрессо, Центрально-Пред андийский, Сальта, Мендоса, Неу-
кен. С целью проверки гипотезы о приуроченности месторождений
нефти и газа к морфоструктурным узлам на схему морфоструктур¬
ного районирования горного пояса Анд, составленную М.П. Жид¬
ковым (1981), нанесено по 2-3 наиболее крупных месторождения из
каждого бассейна. Все 20 рассмотренных месторождений оказа¬
лись не далее 75 км от центров морфоструктурных узлов (табл. 16).
При случайном распределении месторождений в этом регионе на
расстоянии до 75 км от центров узлов должны были бы распо¬
лагаться менее половины этих месторождений. Таким образом,
на примере данного региона подтвержден тезис о приуроченности
наиболее крупных месторождений углеводородов к окрестностям
морфоструктурных узлов.
Для разделения нефтегазоносных морфоструктурных узлов и
узлов с неясными перспективами были выбраны характеристики,
которые использовались для разделения узлов на высокосейсмич¬
ные и слабосейсмичные. Все они являются морфологическими
характеристиками узлов. Таким образом, не только объекты уз¬
навания (морфоструктурные узлы), но и их описание были взяты
из другой задачи. Этот факт существенен для оценки надеж¬
ности возможного результата, так как уменьшает возможность
“подгонки”.
На рис. 5 приведены результаты “узнавания” перспективных
морфоструктурных узлов в бассейнах северной части горного по¬
яса Анд (к северу от 16 градуса ю.ш.). Здесь находятся все
гигантские и крупнейшие месторождения Южной Америки. В
пределах нефтегазоносных бассейнов на площади около 1,2 млн
кв. км выделено 37 морфоструктурных узлов, находящихся на
пересечении линеаментов 1, 2, 3 рангов. По критериям, взятым
из задачи распознавания мест сильных землетрясений, отнесено
к перспективным для открытия крупных месторождений 12 узлов.
Окрестности этих узлов радиусом 75 км от центра пересечения ли¬
неаментов по площади составляют менее 17% территории бассей¬
нов. В шести узлах, распознанных как перспективные, оказались
все крупнейшие месторождения региона. Исключение составля¬
ют часть крупных месторождений Маракаибского бассейна, “не
поместившихся” в условном круге радиусом 75 км. В остальных
шести узлах можно ожидать открытия крупных месторождений.
Уверенность в этом придает то обстоятельство, что об открытиии
крупного месторождения Кано-Лимон в одном из распознанных
узлов стало известно уже после получения данного результата.
При случайном равномерном распределении месторождений в
этом регионе на расстояниях менее 75 км от центров дизъюн¬
ктивных узлов должно было бы располагаться менее половины
месторождений. На самом же деле только одно из 17 наиболее
крупных для своих бассейнов месторождений Южной Америки
находится вне территории узлов. Таким образом, показано, что
63
Рис. 5. Распознавание перспективных морфоструктурных узлов в
бассейнах северной части горного пояса Анд. Морфоструктурные
линеаменты (по М.П. Жидкову): 1 - высшего ранга, 2 - первого
ранга, 3 - второго ранга, 4 ~ третьего ранга; наиболее крупные
месторождения: 5 - нефти, 6 - газа; 7- окрестности морфоструктур¬
ных узлов, отвечающих критериям перспективных для открытия
крупных месторождений нефти и газа. Названия месторождений
(номера на карте): 1 - Ла-Пас, 2 - Боскан, 3 - Боливар, 4 ~
Ла-Сира-Инфантас, 5 - Кано-Лимон, 6 - Орито, 7 - Сача, в -
Шушуфинди, 9 - Амистад, 10 - Л аБреа-Париньяс.
в рассматриваемом регионе самые крупные в бассейне место¬
рождения нефти и газа приурочены к областям дизъюнктивных
(морфоструктурных) узлов.
Требуется теперь показать, что крупнейшие месторождения
могут быть приурочены не ко всем узлам, а только к определен¬
ным, например к сейсмогенным. Поэтому для разделения неф¬
тегазоносных и условно не нефтегазоносных морфоструктурных
узлов были выбраны характеристики, которые испоользовались
для разделения узлов на высокосейсмичные и слабосейсмичные.
Все они являются морфологическими характеристиками узлов.
Таким образом, не только объекты узнавания (морфостр> ктурные
узлы), но л их описание были взяты из другой задачи. Этот факт
представляется чрезвычайно существенным для опенки надежнос¬
64
ти возможного результата, ибо уменьшает возможность подгонки,
столь опасную при небольшом материале обучения.
Из морфологических характеристик дизъюнктивных узлов, ис¬
пользовавшихся при прогнозе мест сильных землетрясений, по
одномерным распределениям было отобрано пять наиболее ин¬
формативных, представлявшихся разумными и при морфострук¬
турном анализе нефтегазоносности территории. Характер соп¬
ряжения крупных форм рельефа, свидетельствует о сочленении
различных блоков земной коры, направленности и амплитуде
тектонических движений, а сама зона сопряжения часто соответ¬
ствует зоне глубинного разлома. Ранг линеамента подчеркивает
крупность блоков, на границе между которыми происходили флю¬
идодинамические процессы. Увеличение числа линеаментов в
узле отражает более высокую проницаемость данной зоны, что
облегчает движение углеводородных потоков. Высоты в центре
узла и градиенты высот отражают характер новейших тектони¬
ческих движений. Наконец, нахождение узла в глобальных зонах
разрядки тектонических напряжений увеличивает вероятность то¬
го, что в прошлые геологические эпохи данная зона обладала
сейсмичностью, здесь выделялась сейсмическая энергия.
В целом применение для распознавания нефтегазоносных мор¬
фоструктурных узлов тех же критериев, что и для распознава¬
ния мест сильных землетрясений, позволило показать связь сей¬
смичности с флюидодинамикой литосферных потоков. Материал
обучения класса А составил девять узлов, содержащих крупные
месторождения нефти и газа. В класс Б вошли все остальные
морфоструктурные узлы, лежащие в пределах известных нефте¬
газоносных бассейнов. Среди них, вероятно, имеются объекты
класса А, и задача состояла в том, чтобы их выявить, однако,
можно предположить, что большинство из них все же принадлежат
классу Б, т.е. не содержат крупных месторождений нефти и газа.
В классе Б всего было включено 30 узлов.
Для обучения использовался вариант программы “Кора-3”
(Гельфанд и др., 1975). Обучение проводилось только один раз,
т.е. без корректировки режима обучения по результатам распоз¬
навания, что также повышает надежность полученных результа¬
тов. Была исследована устойчивость решения с помощью ряда
тестов, специально разработанных для такого рода задач. Веро¬
ятность правильной классификации дизъюнктивных узлов может
быть оценен в 0,8.
В результате обучения программа отобрала три признака
класса А и три признака класса В. В чило признаков морфост¬
руктурных узлов, в которых весьма вероятно встретить крупные
залежи нефти и газа, вошли расстояние до сейсмоактивной широ¬
ты, низкие абсолютные отметки узла и такие сопряжения рельефа,
которые отражают его контрастность, высокий ранг линеамента,
сочетание зон, отражающих напряженную динамику недр, с явной
5 Пиковский
65
тенденцией к опусканию, что препятствует тенденции к раскры¬
ванию недр и рассеянию флюидов в атмосфере или гидросфере.
В экзамен были включены: все объекты, участвовавшие в
обучении; часть узлов класса А, не вошедших в обучение; не
вошедшие в обучение узлы, крупные месторождения от которых
отстояли более чем на 75 км; морфоструктурные узлы, находя¬
щиеся в пределах осадочных бассейнов с неустановленной про¬
мышленной нефтегазоносностью. В результате распознавания 12
узлов, имеющих месторождения, были отнесены к перспективным,
один ошибочно отнесен в класс В. Из 30 объектов класса Б и 37
объектов, не участвовавших в обучении, 11 узлов отнесены к пер¬
спективным с высокой вероятностью и 17 узлов - к перспективным
с меньшей вероятностью. Позднее стало известно об открытии в
области одного из этих узлов (ф - 6,2° с.ш., А - 71,4° з.д.) в бассейне
Льянос крупных нефтяных месторождений (Монтенегро и др.).
Таким образом, на примере данного региона показана при¬
нципиальная возможность узнавать морфоструктурные узлы, в
которых могли формироваться крупные месторождения нефти и
газа, по характеристикам, аналогичным тем, по которым распоз¬
наются места возможных сильных землетрясений. Сам по себе
этот результат имеет большое практическое значение, так как
дает возможность только на основе морфоструктурного анализа
существенно сузить круг поисков крупных месторождений.
Западная Сибирь. Морфоструктурное районирование Запад¬
ной Сибири было выполнено по тем же принципам, что и райо¬
нирование сейсмичных регионов (Ранцман, 1989). В пределах За¬
падносибирского нефтегазоносного бассейна выделяются четыре
современных макроблока с различными структурой и условиями
развития территории: I - Пур-Тазовский, II - Нижнеобский, III -
Обско-Иртышский, IV - Приуральский (рис. 6). Макроблоки раз¬
деляются на структуры 2-го (мезоблоки) и 3-го порядка (блоки).
Границы блоков (линеаменты 1, 2, 3 рангов) образуют на своих
пересечениях 72 морфоструктурных узла.
Для анализа связи скоплений нефти и газа с морфоструктур¬
ными узлами был составлен список из 40 самых крупных местор¬
ождений Западной Сибири (кроме месторождений п-ова Ямал, в
пределах которого районирование не проводилось). Из таблицы
17 видно, что 33 месторождения из 40 находятся в окрестностях
морфоструктурных узлов не далее 75 км от пересечений линеамен¬
тов. Остальные 7 месторождений отстоят от них на расстояние
100-125 км. Окрестности узлов, в которых находятся эти 33
месторождения занимают по площади менее 15% от площади пер¬
спективных земель бассейна. Таким образом, связь крупнейших
месторождений нефти и газа Западной Сибири с морфоструктур¬
ными узлами представляется весьма очевидной.
Проверка второй гипотезы заключалась в попытке выделить
по критериям распознавания высокосейсмичных узлов наиболее
66
Рис. 6. Распознавание перспективных морфоструктурных узлов в
Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне. Обозначение см.
на рис. 5. Морфоструктурные линеаменты по ЕЛ. Ранцман (1989).
Названия месторождений (номера на карте): 1 - Красноленинское,
2 - Лянторское, 3 - Салымское-Правдинское, 4 - Уст-Балыкское-
Мамонтовское, 5 - Федоровское-Сургутское, 6 - Самотлорское, 7-
Губкинское, 8 - Медвежье, 9 - Ямбургское, iO - Уренгойское, 11 -
Русское.
перспективные морфоструктурные узлы, в окрестностях которых
формировались крупные скопления углеводородов, из числа 72 уз¬
лов, имеющихся в бассейне. Эти критерии были аналогичны тем,
которые использовались для распознавания перспективных узлов
в бассейнах горного пояса Анд, то есть выбирались априори и
не зависели от условий размещения месторождений в Западной
Сибири. Иными словами, в процесс решения задачи не было
включено обучение алгоритма на материалах региона. Вместе
с тем разработанная модель распознавания требует при перено-
67
Таблица 17
Расстояние от главных месторождений
нефти и газа Западной Сибири до
ближайших морфоструктурных узлов
Месторождение
Расстояние до
ближайшего
узла, км
I. Пур-Тазовский макроблок
Ямбургское
40
Уренгойское
65
Заполярное
100
Северо-У ренгойское
50
Юбилейное
75
Ямсовейское
125
Восточно-Таркосалинское
0,0
Западно-Таркосалинское
50
Губкинское
75
Северо-Комсомольское
125
Комсомольское
100
Вэнгаяхинское
70
Т азовское
50
Русское
65
Южно-Русское
100
Юрхаровское
50
Новогоднее
50
Етыпуровское
50
Тарасове кое
75
II. Нижнеобский макроблок
Медвежье |
1 75
III. Обско-Иртышский
макроблок
Самотлор
0
Ермаковское
50
Ван-Еганское
100
Федоровское
75
Быстринское
75
С ал ымско- П равдинс кое
20
Усть-Бал ыкское
75
Лянторское
75
М&лобал ыкское
75
Стрежевое
0
Вэнгап>рское
65
Варьеганское
75
Северо-Варьеганское
75
Верхнесалымское
65
Ай-Пимское
60
Холмогорское
50
Ватьеганское
100
Покачевское
60
Т агринское
30
IV Приуральский макроблок
Красноленинское
1 С
68
се критериев из одного региона в другой проведения пересчета
порогов с учетом рельефа тестируемой территории.
В результате проведения распознавания по выбранным кри¬
териям в центральной части Западно-Сибирского бассейна было
выделено 14 морфоструктурных узлов, в окрестностях которых
должны находиться крупные месторождения нефти и газа. В 12 из
них оказлись 27 уже известных месторождений из списка наиболее
крупных, в том числе практически все месторождения-гиганты.
Общая площадь распознанных узлов около 0,25 млн кв. км, что
составляет всего 11% от площади перспективных земель бассей¬
на. В распознанных узлах не оказалось заведомо “пустых”: не
на всех площадях в тех узлах, где нет крупных месторождений,
разведка закончена.
* * *
Таким образом, на основе морфоструктуриогэ анализа оказа¬
лось возможным распознавать по аналогичным критериям места
сильных землетрясений и места сосредоточения крупных местор¬
ождений нефти и газа. Морфологические характеристики узлов,
использованные в этих критериях, отражают направленность и
амплитуду тектонических движений, крупность блоков и харак¬
тер сопряжения их границ, соответствующих глубинным разло¬
мам,соотношение сжатия и растяжения участков земной кэры, а
также условия, благоприятные для возникновения зон высокой
проницаемости. Вполне естественно, что учитывались и геологи¬
ческие критерии: там, где в окрестностях узлов отсутствовали
толщи потенциально нефтегазоносных пород или условия сохра¬
нения скоплений углеводородов, такие узлы, несмотря на наличие
других положительных признаков, из числа перспективных иск¬
лючались.
3.3. Сейсмоактивные D-широты и крупные
месторождения нефти и газа
Рассмотрим связь локализованных литосферных потоков уг¬
леводородов с сейсмогенными зонами в глобальном масштабе.
Для этого привлечем, модель глобальной сейсмичности D-волн,
разработанную Ш.А. Губерманом (1981, 1987),
Согласно этой концепции сильнейшее землетрясение на Зем¬
ле приводит к перераспределению масс планеты, в результате
чего изменяется скорость вращения Земли. В моменты дости¬
жения локального минимума на обоих полюсах Земли возникают
возмущения (D-волны), которые распространяются от полюсов
вдоль меридианов с постоянной скоростью 0,15° в год и в каждый
момент времени совпадают с некоторой широту. “Стыковка”
идущих навстречу D-волн служит спусковым механизмом силь¬
ных землетрясений. Это происходит на участках мантии или
5*
69
земной коры, где накопились к тому времени значительные тек¬
тонические напряжения. Такие участки находятся на разломах
и, как правило, совпадают с дизъюнктивными узлами. Природа
и механизм возникновения как самих D-волн, так и “спускового
механизма” землетрясений еще недостаточно ясны.
Эта модель исходит из установленного факта, что в ряде реги¬
онов вдоль главных разломов распространяются с севера на юг
возмущения, названные “волнами тектонической деформации”, и
связанные с возникновением сильных землетрясений (Вилькович
и др., 1974). Ш.А. Губерман предположил, что “волны текто¬
нической деформации”, наблюдаемые на различных разломах,-
следствия распространения глобальной волны, движущейся по
земному шару с постоянной скоростью.
Одно из важных следствий этой модели - утверждение, что
наиболее сильные землетрясения в сейсмоактивных зонах должны
возникать преимущественно на дискретных широтах (D-широтах),
где сталкиваются встречные D-волны.
D-широты различаются по порядку п. D-широты порядка п
задаются выражением
Dn = (90°/2п) • г г = (0,1,2,... ,2" - 1), п ^ 5.
Dn-широты включают в себя D-широты всех меньших по¬
рядков. Так, D-широты 4-го порядка задаются выражением
D4 = 5,625 • г. Посредине между ними лежат Ds-широты, т.е.
они отстоят от D4-umpoT на 2,8°. Статистически показано, что в
каждом сейсмическом регионе, имеющем землетрясения примерно
в 3/4 случаев с М ^ 8, самое сильное землетрясение лежит на
D4-iimpoTe с точностью до 1°, а в остальных случаях сильные
землетрясения лежат на Ds-широтах (Губерман, 1987).
На основе концепции D-волн был дан 10-летний (1978-1989 гг.)
долгосрочный прогноз времени и места сильных землетрясений,
оправдавшийся в 10 случаях из 12 (Губерман, 1990). Это позволяет
считать, что модель D-волн отражает объективные закономернос¬
ти глобальной геодинамики.
Рассмотрим некоторые тектонические факторы, связанные с
D-широтами, а также приуроченность к этим широтам месторож¬
дений углеводородных флюидов.
Глобальный характер связи крупнейших месторождений по¬
лезных ископаемых с дизъюнктивными узлами показан в работах
М.А. Фаворской (Глобальные закономерности ..., 1974; Рудокон¬
центрирующие структуры ... ,1983; и др.). Согласно этим работам
в формировании таких узлов главную роль играют “сквозные”
широтные и меридиональные системы рудоконцентрирующих ди¬
зъюнктивных нарушений, имеющих трансконтинентальную протя¬
женность. Ортогональная сеть рудо концентрирующих нарушений
сформировалась в течение длительного геологического времени
70
и нашла морфоструктурное и геологическре отражение в совре¬
менном лике Земли. Отражение зон устойчивого диастрофизма
в геологической истории в ортогональной и диагональной сети
трансконтинентальных линеаментов показано в работах В.В. Бе¬
лоусова (1977), В.А. Буша (1983) и др.
Лля концепции D-волн особый интерес представляют широт¬
ные зоны глубинных дислокаций. Положение сейсмогенных ди¬
зъюнктивных узлов на D-широтах накладывает ограничения на
положение соединяющих их главных широтных линеаментов на по¬
верхности Земли: такие “сейсмогенные” линеаменты должны быть
приурочены к D-широтам. Лля подтверждения этого положения
приведем данные (Губерман и др., 1984) о размещении широтных
разломов высшего порядка в Центральной и Южной Америке: 9
из 11 таких разломов лежат вблизи D-широт четвертого порядка.
Явную связь с D-широтами обнаруживают широтные линейные
структуры, выделенные на карте морфоструктурного районирова¬
ния Азии (Рудоконцентрирующие структуры ..., 1983). Наиболее
мощные широтные зоны - это единые непрерывные пояса. Они
практически идут через весь материк. Эти зоны распространены
до 50° с.ш.
Такое совпадение широтных линеаментов Земли с зонами, где
происходят (или происходили в геологическом прошлом) сильней¬
шие землетрясения, вполне естественны - землетрясения отража¬
ют в значительной мере относительное перемещение геологичес¬
ких блоков всех масштабов. Привязка тектонических элементов к
D-широтам - пример процесса с положительной обратной связью:
каждое сильное землетрясение на D-широте повышает локальную
неоднородность и создает условия для дальнейшей концентрации
тектонических напряжений в этом месте. Тем самым увеличи¬
вается вероятность возникновения нового землетрясения в этом
месте (Губерман, 1987). Таким образом, концепция D-волн нахо¬
дит свое геологическое выражение в установленной независимо
от нее системе сквозных широтных дислокаций, опоясывающих
земной шар.
Предполагаемый гипотезой D-волн спусковой механизм раз¬
рядки тектонических напряжений связан с глобальными явлени¬
ями, и естественно полагать, что он действовал в геологическом
прошлом, в частности в эпохи нефтегазообразования. А так
как наиболее крупные месторождения возникали, как правило, на
участках высокой проницаемости земной коры, то можно пред¬
положить, что в нефтегазоносных бассейнах это были дизъюнк¬
тивные узлы, расположенные на D-широтах: ведь именно здесь
создавались самые крупные зоны высокой проницаемости и вы¬
делялось самое большое количество сейсмической энергии, т.е.
создавались наиболее благоприятные условия для формирования
крупных месторождений.
71
Строго говоря, приуроченность сейсмогенных и нефтегазо¬
носных дизъюнктивных узлов к D-широтам не предопределяет
приуроченность всех крупных месторождений нефти и газа к
D-широтам, так как месторождения находятся в некоторой об¬
ласти узла с радиусом несколько десятков километров от его
центра. Тем не менее представляет интерес рассмотреть приуро¬
ченность крупнейших месторождений нефти и газа к D-широтам.
По аналогии с правилом, что на D-широтах находятся эпицентры
сильнейших для данного сейсмоактивного региона землетрясений,
предположим, что на D-широтах (в дизъюнктивных узлах, распо¬
ложенных в зоне D-широт) находятся самые крупные для данного
бассейна месторождения нефти и газа.
Лля проверки этого предположения выберем среди крупных
месторождений нефти (с запасами не менее 100 млн т) и газа (с
запасами не менее 100 млрд м3) по два самых крупных месторож¬
дения в своих нефтегазоносных бассейнах и крупнейшие в мире
скопления нефтеносных песков (табл. 18, рис. 7).
Исследуем связь месторождений нефти и газа с широтами не
более, чем пятого порядка. Условимся считать (по аналогии с
сейсмической моделью), что месторождение находится в зоне D4-
широты, если оно отстоит от нее не более чем на 1°, ив зоне
Ds-широты, если оно отстоит от нее не более чем на 0,4° (2,4-2,8°
от D4-imipoTbi). Таким образом, зоны D-широт занимают 50%
поверхности земного шара.
Из приведенной табл. 18 можно сделать следующие выводы.
Из 52 крупных и гигантских месторождений нефти, находящихся
в 29 нефтегазоносных бассейнах земного шара, в зоны D-широт
попадает 41 месторождение (79%), с общими запасами (с учетом
только зарубежных месторождений) 33,4 млрд т. На 50% пло-
Рис. 7, Положение нефтегазоносных бассейнов и наиболее крупных месторож¬
дений нефти и газа относительно D-широт. 1 - нефтегазоносные бассейны;
месторождения нефти и газа: 2- гигантские, 3 - крупные. Сплошные линии -
D-широты 4-го порядка: пунктирные - D-широты 5-го поряка. Названия
нефтегазоносных бассейнов (номера на карте): 1 - Североевропейский, 2 -
Тимано-Печорский, 3 - Западно-Сибирский, 4 ~ Днепровско-Донецкий, 5 -
Предперинейский, 6 - Предкарпатско-Балканский, 7 - Волго-Уральский,
8 - Прикаспийский, 9 - Амударьинский, 10 - Южно-Каспийский, 11 -
Восточно-Средиземноморский, 12 - Нижнеиндский, 13 - Ассамский, Ц -
Сычуанский, 15 - Персидского залива, 16 - Бенгальский, 17 - Камбейский,
18 - Саравакский, 19 - Центрально-Суматринский, 20 - Северо-Яванский,
21 - Сахаро-Ливийский, 22 - Красного моря, 23 - Г'винейского залива, 24 -
Свердлуп, 25 - Бофорта, 26 - Северного склона Аляски, 27- Залива Кука, 28-
Западно-Канадский, 29 - Биг-Хорн, 30 - Паудер-Ривер, 31 - Уинта-Пайсенс,
32 - И/iлинойский, 33 - Предаппалачский, 34 - Мичиганский, 35- Парадокс,
36 - Сан-Хуан, 37- Хаф-Мун-Салима-Кайма, 38 - Западный Внутренний, 39 -
Г рейт Валли. 40 - Вентура, 41 ~ Лос-Анджелес, 42 ~ Предуошитский, 43 ~
Пермский, 44 ~ Мексиканского залива, ^5 - Маракаибский, 46 - Оринокский,
4 7 - Рерхнеамазонский, 4& ~ Гуъяккль Прогрессо, 49 - Сержипи-А лагоас,
50 - Реконкаво, 51 - Западне Австралийский, 52 - Амадиес, 53 - Восточно
Австралийский, 54 - Гиппсленд, 55 - Кампус. Названия месторождений -
в табл 18.
72
73
Таблица 18
Расстояние от самых крупных месторождений нефти
и газа в нефтегазоносном бассейне до D-широт
Запасы
Координаты
Ближай¬
Рассто¬
Бассейн
Месторож¬
нефти,
широта,
дол¬
шая
яние до
дение
млн т;
гра¬
гота,
D4-ши¬
ближайшей
газа,
дусы
гра¬
рота,
£>4-широты,
млрд м3
дусы
градусы
градусы
1
2
3
4
5
6
7
Не<|
>тяыые месторождения
Кампус
Марлим
—
22,5 ю
40,0 з
22,5
0,00
Красного Моря
Эль-Морган
224
28,1 с
33,6 в
28,1
0,00
Г уаякиль-
Ла-Бреа-
140
5,6 ю
81,0 з
5,6
0,00
Прогрессо
Париньяс
Лос-
Уилмингтон
350
33,9 с
118,2 з
33,8
0,00
Анджелес
Западно-
Пис-Ривер
30 ООО
56,3 с
116,6 3
56,3
0,00
Канадский
Красного Моря
Рамадан
141
28,2 с
33,4 в
28,1
0,10
Лос-Анджелес
Хантингтон-
Бич
160
33,6 с
118,0 з
33,8
0,20
Г иппсленд
Кингфиш
133
39,6 ю
148,0 в
39,4
0,2
Верхнеама¬
Сача
132
0,3 с
76,8 з
0,00
0,30
зонский
Западно-
Федоровское
—
61,5 с
73,7 в
61,9
0,40
Сибирский
Лнепровско-
Глинско-
Лонецкий
Розбышевское
—
51,0 с
33,5 в
50,6
0,40
Днепровско-
Донецкий
Прилукское
—
51,0 с
32,2 в
50,6
0,40
Волго-
Уральский
Арланское
—
55,8 с
54,0 в
56,3
0,50
Кампус
Албакоро
—
22,0 ю
40,0 з
22,5
0,50
Сахаро-
Ливийский
Серир
1105
27,6 с
22,4 в
28,1
0,50
Маракаибский
Ла-Пас
226
10,7 с
71,9 з
11,3
0,60
Сержипи-
Кармополис
159
10,7 с
37,0 з
11,3
0,60
Алагоас
Западно-
Канадский
Атабаска ,
36 000
56,9 с
112,0 з
56,3
0,60
Г винейского
Залива
Молонго
390
5,0 ю
12,0 в
5,6
0,60
Саравакский
Серия
136
5,0 с
114,3 в
5,6
0,60
Верхнеама¬
зонский
Орито
136
0,7 с
76,6 з
0,0
0,70
Пермский
Уоссон
227
33,0 с
103,0 з
33,8
0,80
Центрально-
Суматринский
Минае
975
0,8 с
101,4 в
0,0
0,80
Персидского
залива
Бол. Бурган
3310
29,0 с
48,0 в
28,1
0,90
Северо-
-
Бвропейский
Статьфьорд
360
61,0 с
2,1 в
61,9
0,9
Тимано-
Печорский
Вазейское
—
66,6 с
57,0 в
67,5
0,9
74
Продолжение табл. 18
1
2
3
4
5
6
7
Западно-
Сибирский
Самотлор
—
61,0 с
76,6 в
61,9
0,9
Южно-
Нефтяные
Каспийский
камни
—
40,3 с
50,5 в
39,4
0,9
Южно-
Балаханы-
Каспийский
Сабунчи
—
40,4 с
50,0 в
39,4
1,0
Маракаиб¬
ский
Боливар
4380
10,3 с
71,4 з
11,3
1,0
Северо-
Европейский
Брент
300
60,9 с
2,0 в
61,9
1,0
Прикаспийский
Тенгиз
—
46,0 с
53,5 в
45,0
1,0
Нижне-
Г винейского
залива
Имо-Ривер
101
4,6 с
7,5 в
5,6
1,0
Саравакский
Ампа
140
4,6 с
114,3 в
5,6
1,0
Западный
Внутренний
Шо-Вел-Там
185
34,8 с
97,4 з
33,8
1,0
Мексиканского
залива
Бермудес
1100
18,0 с
93,1 з
16,9
1,1
Оринокский
Кирикири
227
10,0 с
63,2 з
11,3
1,3
Центрально-
Суматринский
Лури
296
1,4 с
101,2 в
0,0
1,4
Г рейт-Валли
Мидуэй-Сансет
287
35,2 с
119,4 з
33,8
1,4
Волго-
Уральский
Ромашкино
—
54,8 с
53,0 в
56,3
1,5
Западно-
Канадский
Суон-Хилс
171
54,8 с
115,6 з
56,3
1,5
Амударьинский
Узень
—
43,5 с
52,7 в
45,0
1,5
Г рейт-Валли
Керн-Ривер
279
35,3 с
118,8 з
33,8
1,5
Мексиканского
залива
Чиконтепек
1600
20,9 с
97,5 з
22,5
1,6
Сахаро-
Хасси-
Ливийский
Мессауд
1425
31,7 с
6,1 3
33,8
2,1
Оринокский
Офсина
170
8,8 с
64,3 з
11,3
2,5
Персидского
залива
Г авар
11400
25,6 с
48,7 в
28,1
2,5
Западно-
Канадский
Пембина
232
53,2 с
115,0 з
50,6
2,6
Пермский
Иейтс
274
30,9 с
102,0 з
28,1
2,8
Оринокский
Нефтяной
пояс
8,4 с
66,0 з
5,6
2,8
Сев.склона
Аляски
Прадхо-Бей
1273
70,2 с
148,0 з
67,5
2,7
Сев.склона
Аляски
Купарук
70,3 с
150,0 з
67,5
2,8
Газовые месторождения
Персидского
залива
Канган
5000
28,0 с
52,5 в
28,1
0,1
Восточно-
Австралийский
Г иджелпа
152,8
28,2 ю
140,0 в
28,1
0,1
Восточно-
Австралийский
Муумба
152,8
28,3 ю
140,0 в
28,1
0,?
75
Продолжение табл. 18
1
2
3
4
5
6
7
Западно-
Сибирский
Ямбургское
4751
68,0 с
76,0 в
67,5
0,5
Сахаро-
Хасси-
Ливийский
Р’Мель
3396
33,2 с
3,2 в
33,8
0,6
П р икасп ийский
Карачага-
накское
51,3 с
53,0 в
50,6
0,7
Нижнеиндский
Суи
396,2
28,8 с
69,5 в
28,1
0,7
Западно-
Сибирский
Уренгойское
8082
66,8 с
76,0 в
67,5
0,7
Амударьинский
Г азли
1918
40,3 с
63,3 в
39,4
0,9
Западно-
Австралийский
Норд-Рэнкин
113,2
21,6 ю
115,0 з
16,8
0,9
Мексиканского
залива
Монро
266
32,8 с
92,0 з
33,8
1,0
Волго-
Уральский
Оренбургское
1778
51,6 с
55,0 в
50,6
1,0
Западно-
Канадский
Кроссфильд
135,8
51,7 с
114,1 з
50,6
1Д
Днепровско-
Донецкий
Шебелинское
527,5
49,5 с
36,6 в
50,6
1,1
Сахаро-
Роурд
Ливийский
Нусс
1528,2
29,4 с
6,6 в
28,1
1,3
Мексиканского
залива
Картидж
215
32,2 с
94,2 з
33,8
1,6
Предпери-
нейский
Лак
249
43,4 с
0,5 з
45,0
1,6
Прикаспийский
Астраханское
498
46,7 с
48,0 в
45,0
1,7
Тимано-
Печорский
Вуктыл
483,5
63,6 с
57,0 в
61,9
1,7
Амадиес
Пальм-Валли
169,8
24,5 ю
133,0 в
22,5
2,0
Северо-
Европейский
Гронинген
1647
53,1 с
6,5 в
50,6
2,5
Западный
Панхэндл-
Внутренний
Хьюготон
(центр)
2037,6
36,9 с
101,5 з
39,4
2,5
Пермский
Паккет
184
30,7 с
102,5 з
28,1
2,6
Сан-Хуан
Сан-Хуан
424,5
36,7 с
108,0 з
39,4
2,7
Северо-
Индефэ-
Европейский
тигейбл
226
53,3 с
2,5 в
50,6
2,7
Сев. склон
Аляски
Прадхо-Бей
734,2
70,2 с
148,0 з
67,5
2,7
Пермский
Г омец
283
31,0 с
103,1 з
33,8
2,8
Амударьинский
Лавлетабад-
Лермез
999
36,5 с
61,4 в
33,8
2,7
щади бассейнов вне зоны D-широт находится только 11 самых
крупных месторождений бассейнов с общими запасами 5,6 млрд т.
Таким образом, если учесть геологические запасы зарубежных
месторождений (без гигантских скоплений нефтеносных песков
Атабаски, Пис-Рквер и Ориноко, которые, также находятся в
76
зонах D-широт), то к D-широтам приуроченно 85% их запасов,
тогда как вне этих зон только 15% запасов.
Из 29 самых крупных месторождений природного газа, нахо¬
дящихся в 20 нефтегазоносных бассейнах мира, к зонам D-широт
приурочены 22 месторождения с общими запасами 36,9 трлн м3.
Вне зоны D-широт оказалось только 7 месторождений с общи¬
ми запасами 3,7 трлн м3. Таким образом, на D-широтах (т.е.
на 50% площади) сосредоточен 91% запасов природного газа са¬
мых крупных месторождений нефтегазоносных бассейнов мира.
Подобная картина получается при анализе расположения относи¬
тельно D-широт зон гигантского нефтегазонакопления мира или
самого крупного месторождения в каждом из 56 главных нефте¬
газоносных бассейнов зарубежных стран (Губерман, Пиковский,
1984; Губерман, 1987).
Представляет интерес следующее соображение. Если тезис
“самое крупное месторождение нефти или газа в конкретном неф¬
тегазоносном бассейне находится в зоне D4 или Ds-широт” спра¬
ведлив, то из него следует другой тезис: “если самое крупное
месторождение бассейна не находится в зоне D-широт, то в бас¬
сейне имеется еще более крупное месторождение в пределах или
вблизи этой зоны”. Второй тезис, естественно, справедлив, если в
зонах D-широт имеются природные резервуары, в которых могут
аккумулироваться и сохраняться углеводородные флюиды.
* * *
Таким образом, установленные аналогии в закономерностях
распространения зон выделения геодинамической энергии и раз¬
мещения крупнейших скоплений нефти и газа дают в руки исследо¬
вателям ключ к прогнозированию наиболее крупных литосферных
локализованных потоков углеводородов.
Основные объекты прогноза в нефтегазоносном или перспек¬
тивно нефтегазоносном бассейне (провинции) по дегазационной
концепции - это зоны возможного нефтегазонакопления, представ¬
ляющие собой локализованные в ограниченной области Центры
миграции глубинных флюидов с находящейся на их пути системой
ловушек разной формы и генезиса. Выявление зон возможного
нефтегазонакопления и их оконтурирование проводится в два эта¬
па. На первом этапе определяются наиболее проницаемые зоны
земной коры, характеризующиеся повышенной раздробленностью
и трещиноватостью. Такие зоны располагаются, как правило,
в дизъюнктивных узлах - на пересечении разломов, на стыках
блоков земной коры разных рангов. Исходя из концепции об отно¬
сительно молодом возрасте большинства месторождений, особое
значение имеет современная блоковая структура нефтегазонос¬
ных бассейнов, в которой дизьюнктивные узлы проявляются в
форме морфоструктурных узлов.
77
Второй этап - распознавание среди дизъюнктивных (морфост¬
руктурных) узлов нефтегазоносного бассейна собственно зон неф¬
тегазонакопления. В качестве критериев распознавания использу¬
ются геодинамические, геоморфологические, геотектонические и
геохимические параметры. Один из важных критериев - наличие
первичного минералого-геохимического ореола, свидетельствую¬
щего о флюидной миграции в этой зоне. Зоны нефтегазонакоп¬
ления по площади могут охватывать десятки и сотни квадратных
километров.
В пределах перспективного морфоструктурного узла проводят¬
ся поисково-геохимические, морфоструктурные и геодинамичес¬
кие исследования для определения локальных зон миграции и
аккумуляции углеводородов, изучение геохимической структуры
ландшафта и выявление вторичного минералого-геохимического
ореола.
ГЛАВА 4.
ПОЛИЦИКЛИЧЕСКИЕ АРОМАТИЧЕСКИЕ
УГЛЕВОДОРОДЫ (ПАУ) - ГЕОХИМИЧЕСКИЕ
ИНДИКАТОРЫ ЛИТОСФЕРНЫХ ПОТОКОВ
УГЛЕВОДОРОДОВ
4Л. ПАУ - геохимические индикаторы при поисках
нефти и газа
ПАУ в первичном геохимическом ореоле . Среди угле¬
родистых соединений ПАУ занимают особое место. Им при¬
надлежит важнейшая роль в изучении геохимической истории
нефти. ПАУ представляют собой как бы промежуточное зве¬
но между моноциклическими аренами, составляющими основную
часть ароматических углеводородов нефти, и высококонденсиро-
ванными смолисто-асфальтеновыми веществами. В нефти содер¬
жание ПАУ составляет 1-4%. Это в основном алкилзамещенные
гомологи нафталина, бензфлуорена, фенантрена, хризена, пире-
на, 3,4-бензпирена и других ПАУ, широко распространенных в
осадочных горных породах нефтегазоносных районов (табл 19)
Встречаются они также в современных (четвертичных), в том
числе морских и океанических, отложениях. Аномально высокая
концентрация ПАУ в породах и присутствие в составе ПАУ не¬
замещенных гомологов приурочены, как правило, к тем местам,
где поблизости имеются нефтегазовые залежи или разрывные
нарушения в земной коре.
Многолетние исследования геохимии ПАУ в природных про¬
цессах привели к выводу, что ПАУ хорошие геохимические ин¬
дикаторы, трассирующие в геохимической структуре ландшафта
следы литосферных потоков углеводородов.
В работе В.Н. Флоровской и др. (1966), посвященной изучению
ПАУ в битуминозном веществе мезозойских отложений Южно¬
го Мангышлака, впервые было замечено, что некоторые ПАУ
(3,4-бензпирен, 1,12-бензперилен, перилен и др.) очень ярко прояв¬
ляются по всему разрезу в пределах нефтегазовых месторождений
(Узень), а за их пределами в тех же литолого-стратиграфических
комплексах присутствуют лиыь в виде следов. Таким образом,
возникло предположение, что комплекс ПАУ может быть допол¬
нительным, но весьма существенным геохимическим признаком
для локального прогноза нефтегазоносности разреза осадочной
толщи.
Рассмотрим на примере некоторых разведочных площадей од¬
ного из районов прибортовой восточной части Прикаспийской
79
Таблица 19
Состав полициклических ароматических углеводородов
некоторых нефтей (Определение А.И. Оглоблипой)
Месторождение
Гомологи группы алкилзамещен-
ных углеводородов (в % к ПАУ)
Общее со¬
держание
ПАУ (в %
к нефти)
нафта¬
лины
бсаз-
флуорены
фенан-
трены
хри-
зены
пире-
ны
3,4-бенз-
пирены
Бинагадинское
(Апшеронский
п-ов, неоген)
66,0
0,9
13,0
0,0
21,0
0,0
3,5
Федоровское
(Зап. Сибирь, мел)
57,0
2,5
8,0
6,0
25,0
0,1
4,0
Ромашкинское
(Татарстан, девон)
45,0
1,0
21,0
6,0
24,0
0,5
1,4
Речицкое
(Белорусь, девон)
58,0
1,0
18,0
2,8
19,0
0,9
4,3
Ярино-
Каменноложское
(Прикамье, карбон)
67,0
2,0
16,0
14,0
0,7
0,3
1,3
впадины распределение ПАУ в перспективных подсолевых пале¬
озойских отложениях1.
Район исследования расположен в пределах Жаркомысского
поднятия на сочленении краевой приподнятой зоны (Жанажольс-
кая ступень) и Кениякской ступени (рис. 8). Глубина залегания
докембрийского фундамента в этом районе около 7 км. Оса¬
дочный чехол разделяется на три литолого-стратиграфических
комплекса: девонско-нижнепермский подсолевой, кунгурский со¬
левой и верхнепермский - четвертичный надсолевой, Жанажоль-
ская и Кенкиякскал ступени отличаются составом подсолевых
каменноугольных отложений. Отложения каменноугольного воз¬
раста первой (скв. 100 Жанатан и скв. 2 Куантай) представлены
карбонатными породами, преимущественно известняками и доло¬
митами, в пределах второй (скв. 5 Кумкудукоба) располагается
мощная толща преимущественно терригенного состава: песчани¬
ки, алевролиты, аргиллиты.
Петрографическое и битуминологическое изучение керна (бо¬
лее 100 образцов) позволило выявить широкое распространение
следов миграции углеводородов по всему разрезу подсолевых от¬
ложений. В терригенном комплексе битуминозное вещество (БВ)
преимущественно смолисто-асфальтенового состава, а в карбо¬
натном - легкого маслянистого, маслянисто-смолистого. В песча¬
никах терригенной толщи доминируют более легкие компоненты,
1 Работа проводилась совместно с Н.Н. Шепелевой и А.И. Оглоблиной.
80
Рис. 8. Обзорная карта восточной прибортовой части Прикас¬
пийской впадины: 1 - контуры крупных положительных структур:
А - Жаркомысско-Енбекская зона поднятий; Б - Южно-Эмбенское
поднятие, В - Биикжальский свод; месторождения: 2 - нефтяные,
3 - газовые и газоконденсатные; 4 ~ разломы: I - главный Ураль¬
ский, II - Ащисайский, III - Северо-Устюртский; тектонические
элементы подсолевых отложений (по Лальяну, 1987): 5 - краевая
приподнятая зона; 6 - Кениякская ступень, 7 - Коздысайская
ступень, 8 - Шубаркудукская ступень, 9 - Остансукский прогиб;
10 - экспериментальный полигон; залежи: а - Аккемир, 6 -
Шубаркудук, в - Караулкельды, г - Кумкудукова, д - Карате, е -
Шолькара, otc - Тортай, з- Мынсуалмас, и - Куантай, к - Жанатан,
л - Жанажол, м - Кажасай, н - Урихтай, о - Кенияк
81
в глинистых породах - смолисто-асфальтеновые. Битуминозное
вещество перимущественно смолисто-асфальтенового типа приу¬
рочено к горизонтально проницаемым зонам, а его легкие компо¬
ненты встречаются как в горизонтальных ослабленных участках,
так и в вертикальных трещинах.
Значительное количество миграционного битуминозного ве¬
щества, отмеченного в нижних горизонтах терригенного комплек¬
са и карбонатной толщи площади Жанатан, а также наличие в
пределах обоих тектонических элементов месторождений нефти
и газа позволяют считать этот район перспективным. Изучение
типов распределения ПАУ в горных породах дает возможность,
кроме того, сделать заключение относительно возможной нефте-
газоносности этих разрезов.
По распределению ПАУ в породах подсолевого комплекса мож¬
но выделить два типа битуминозных веществ (табл. 20).
Тип I характеризуется наиболее полным набором индивиду¬
альных ПАУ и их гомологов. Среди них, помимо замещенных го¬
мологов нафталина, фенантрена, хризена, пирена, 3,4-бензпирена,
присутствуют незамещенные структуры: 3,4-бензпирен, 1,12-бенз-
перилен, пирен. В заметных количествах (6,9-31,7% общего ко¬
личества ПАУ) присутствует дифенил, а также небольшие коли¬
чества флуорена. Общая сумма ПАУ в породах изменяется от
2727 до 11 160 мкг/кг при медиане 3911. Содержание битуми¬
нозных веществ в породах довольно высокое - сотые и десятые
доли процента. Этот тип распределения ПАУ сопровождается
высоким выходом пиролитических фракций и высоким содержани¬
ем углерода относительно других пород того же района. В типе
I выделяется два подтипа 1а и 16. Первый отличается наиболее
низким содержанием гомологов нафталина (менее 50%), высоким
содержанием гомологов пирена (более 15%) и хризена. Общее
содержание ПАУ в породе больше 5000 мкг/кг. Распределение
ПАУ подтипа 16 отличается увеличением содержания нафталинов
и снижением количества других структур. Общее содержание
ПАУ не превышает 4000 мкг/кг.
Для типа II характерно отсутствие (в пределах чувствитель¬
ности определения) гомологов хризена, 3,4-бензпирена, а также та¬
ких незамещенных структур, как 3,4-бензпирен и 1,12-бензперилен.
Общее содержание ПАУ, битуминозных веществ, углерода и пи¬
ролитических фракций в общем ниже, чем* в типе I. Во II типе
также можно выявить два подтипа, различающихся содержани¬
ем нафталинов, фенантренов, пиренов. Медианные содержания
фенантренов, пиренов относительно суммы ПАУ, а также биту¬
моидов в породах с подтипом На на порядок выше, чем в породах
с подтипом 116. Среди ПАУ типа II также постоянно отмечались
дифенил (2,6-15,4%) и флуорен.
Все типы и подтипы распределения ПАУ не связаны с какими-
либо определенными литологическими разностями пород. Каж-
82
Характеристика основных типов распределения ПАУ в битуминозном веществе
под солевых отложений восточной прибортовой части Прикаспийской впадины
83
дый из них встречен в известняках, аргиллитах, алевролитах.
Распределение ПАУ типа I приурочено почти исключительно к
разрезу скв. 5 Кумкудукоба. Весь разрез в изучаемом интервале
(3400-5230 м) насыщен БВ? основная масса которого сконцентри¬
рована в глинистых прослоях. В изученных образцах концент¬
рации хлороформного битумоида (ХБА)‘варьируют от 0,05 до
0,16%. БВ вторично по отношению к минеральным компонентам
породы. В глинистых прослоях оно локализуется в основном в
горизонтальных стилолитоподобных прерывистых, а также в раз¬
ноориентированных ветвящихся микротрещинах. Нередки вклю¬
чения размером менее 0,1-2 мм в виде сгустков неправильных,
причудливых форм (по всей видимости, асфальтенового состава)
с ответвлениями в межзерновые каналы, трещинки минералов,
остатки организмов. Отдельные включения соединяются микрот¬
рещинками, выполненными веществом того же состава. Легкие
фракции БВ в глинистых породах приурочены к горизонтальным
зонам повышенной проницаемости (микротрещинам, слоистости
пород, скоплениям горизонтально ориентированных вышеописан¬
ных включений), а также к вертикальным трещинам. Вдоль
них в ультрафиолетовых лучах отмечается зеленовато-желтое,
желто-коричневое свечение маслянисто-смолистых компонентов.
В песчаниках и алевролитах БВ локализуется в межзерновых
каналах и глинистом цементе пород. Оно люминесцирует преи¬
мущественно в желтых, зеленовато-желтых и желто-коричневых
тонах, характерных для маслянистых и смолистых компонентов.
Отмечаются также смолисто-асфальтеновые включения, близкие
к изометричным формам.
Таким образом, в разрезе скв. 5 Кумкудукоба широко распрос¬
транены миграционные формы БВ, так или иначе перемещавшиеся
по толще горных пород. Преимущественно в них отмечается под¬
тип 16 распределения ПАУ. Подтип 1а определен в интервалах
3629-3630, 4220-4227 и 5221-5228 м, которые представлены разными
типами пород. Общее для них - увеличение на порядок содер¬
жания битумоидов в породах, разнообразие форм залегания БВ,
яркие (светло-оранжевые, желто-оранжевые и желто-коричневые)
цвета люминесценции. К интервалу 3500-3750 м в этой скважине
приурочено проявление нефти.
Распределение ПАУ типа II связано преимущественно с кар¬
бонатным комплексом пород на площадях Жанатан и Куантай.
В кавернозных трещиноватых участках карбонатного массива в
незначительных количествах в виде желтых пленочек на стенках
трещин, на стыках кристаллов, а также в межзерновом пространс¬
тве встречается легкое по составу миграционное БВ. В пермских
отложениях отмечаются некоторое увеличение его содержания и
утяжеление состава. Морфология включений и состав вещества
аналогичны таковым в породах терригенного комплекса.
84
В обеих скважинах на Жанажольской ступени подтипы На и
116 не связаны с какими-либо определенными интервалами разре¬
за. Оба подтипа встречены в верхних, средних и нижних частях
разрезов. В скв. 10 Жанатан наряду с преимущественным расп¬
ространением типа II в самом нижнем из изученных интервалов
(4209-4211 м) встречено распределение ПАУ типа 16 в разрезе
скв. 5 Кумкудукоба в песчанике на глубине 5072 м типа На.
По суммарным характеристикам БВ можно сделать вьюод,
что в разрезах исследованных отложений имела место миграция
УВ-флюидов. На фоне широкого развития следов миграции УВ
можно видеть две качественно различные ассоциации Г1АУ: 1)
тип II - типично фоновая ассоциация, которая может характери¬
зовать БВ, связанное с регионально-миграционными процессами,
не приводящими непосредственно к скоплению УВ; 2) тип I можно
считать признаком локальных процессов формирования зон неф-
тегазонакопления и отдельных месторождений. Ассоциация типа
I типична для нефтей. Признаки нефтеносности усиливаются от
подтипа 16 к подтипу 1а. Доказывает это наличие нефтепроявле-
ний в интервале 3500-3750 м (скв. 5 Кумкудукоба), где встречено
распределение ПАУ по подтипу 1а. Вероятно, что по ассоциации
ПАУ типа I можно судить о нефтеносности разреза, а по распрост¬
ранению ПАУ подтипа 1а - о нефтеносных горизонтах. Интересно
отметить, что в низах вскрытого разреза в скв. 100 Жанатан появ¬
ляется ассоциация ПАУ типа I, что позволяет судить о возможном
наличии залежи в более глубоких горизонтах. В целом нараста¬
ние признаков нефтеносности наблюдается в ряду Иб-Па-1б-1а.
В подсолевых отложениях восточной прибортовой части При¬
каспийской впадины в эпигенетипичном БВ выявлены две ка¬
чественно различные ассоциации ПАУ, которые существенно
отличаются друг от друга и могут служить для диагностики
разных типов миграционных процессов. Ассоциация ПАУ, харак¬
теризующаяся отсутствием хризенов и гомологов 3,4-бензпирена,
связана, по-видимому, с битуминозным веществом регионально¬
миграционного происхождения, отличающимся более легким сос¬
тавом, высокой степенью дисперсности, значительным количест¬
вом углерода в породах и малым выходом пиролитических фрак¬
ций. По-видимому, эта ассоциация характеризует нелокализован-
ные потоки, связанные с “созреванием” органического вещества.
Ассоциация Г1АУ, аналогичная ПАУ нефтей (тип I), сопровож¬
дает миграцию У В непосредственно в зоне нефтегазонакопления.
По этой ассоциации можно судить о перспективах отложений не¬
посредственно на данной площади, а также трассировать наиболее
перспективные горизонты в разрезе.
ПАУ и новейшие локальные структуры. Связь новейших
движений земной коры с нефтегазоносностью недр как эмпири¬
ческая закономерность была подмечена давно. Она широко ис¬
пользуется при структурно-геоморфологических исследованиях,
6*
85
ставящих целью поиски антиклинальных ловушек на глубине или
изучение современной блоковой структуры земной коры (Мещеря¬
ков, Проничева, 1966; Никифоров, 1969; Горелов, 1972; Философов,
1975; Аристархова, 1979; Ранцман, 1989; Гласко, Ранцман, 1991).
Одновременно развивается комплексный анализ инструменталь¬
ных данных по современным движениям земной поверхности и
стационарных геофизических полей в связи с размещением место¬
рождений нефти и газа (Лонабедов, Сидоров, 1976). В последние
годы появились данные геохимических исследований, позволив¬
шие на конкретных регионах доказать связь новейших движений с
аномалиями теплового поля, контролируемыми активными разло¬
мами, по которым происходит флюидная разгрузка. Эти анома¬
лии сопроэождаются углеводородными и гелиевыми аномалиями.
Последние приурочены к зонам пересечения разломов, характе¬
ризующимся высокими градиентами современных вертикальных
движений земной поверхности (Современные движения ..., 1987).
Проявления на поверхности Земли новейших тектонических дви¬
жений должны увязываться с аномалиями, создаваемыми литос-
ферными потоками углеводородов.
Возможности изучения полициклических ароматических угле¬
водородов для диагностики таких аномалий были нами установ¬
лены при проведении геохимических исследований в Западно-
Камчатском нефтегазоносном бассейне (Геохимическое обосйова-
ние ..., 1975; Влияние новейших движений ..., 1976). Работы
проводились в бассейне р. Ичи и на побережье Охотского моря
(Зап. Камчатка), в Ичинском нефтепоисковом районе. Изуча¬
лась геохимия пород, включая углеродистые вещества и ПАУ,
меловых, палеогеновых и неогеновых отложений.
В целях индикации потоков углеводородов от возможных их
скоплений к поверхности на территории Ичинского района про¬
изведено массовое площадное изучение битуминозных веществ и
ПАУ в четвертичных отложениях.
Были изучены площади Верхненизконского, Нижненизконско-
го и Кисунского поднятий и сопряженные с ними участки. В
Ичинском районе съемкой было покрыто около 1250 км2. В поро¬
дах всех осадочных комплексов Ичинского района установлены
битуминозные вещества, характер залегания которых позволил
выделить несколько типов битуминозных текстур. Наиболее расп¬
ространенным является залегание битуминозных веществ в порах
(межзерновых пустотах) и трещинах, которое наблюдается во
всех типах пород: песчаниках, алевролитах, аригиллитах, опоках,
кальцитизированных породах и порфиритах.
Важной особенностью распространения полициклических аро¬
матических углеводородов в осадочных породах является приу¬
роченность наиболее высоких содержаний и наибольшего коли¬
чественного разнообразия к толщам, где ярко выражены следы
86
миграции углеводородов: верхнемеловые, палеогеновые и нижне¬
среднемиоценовые отложения. ПАУ ни в одной из изученных
толщ не обнаруживают более или менее заметной качественной
или количественной связи с типами пород или составом биту¬
моидов. Этот факт позволяет предполагать, что многоядерные
ароматические углеводороды в толщах горных пород являются
результатом эпигенетического новообразования.
Для люминесцентно-битуминологического изучения четвер¬
тичных отложений были отобраны пробы шлама из бурившихся
для сейсморазведочных работ мелких скважин. Четвертичные
отложения в Ичинском районе представлены в верхней части
аллювиально-озерными и водно-ледниковыми песками, супесями,
глинами, галечниками. Эти породы покрыты сверху торфяником,
мощность которого изменяется от первых десятков сантиметров
(на возвышенных участках) до нескольких метров (в долинах рек).
Для исследования брались образцы песков, супесей и глин, зале¬
гающие ниже слоя торфяника.
Содержания битумоидов во всех типах пород четвертичных
отложений изменяются в широких пределах: ох 10~*4 до 10“ 1%.
Медианные значения совокупности, условно принятой за аномаль¬
ную, более 0,06%. Пикеты с различными медианными значениями
содержания битумоидов на картах получили упорядоченное рас¬
положение: все значения, входящие в “аномальную” совокупность,
оказались расположенными внутри четко разграниченных участ¬
ков, выделенных в качестве битумоидных аномалий.
В битумоидах четвертичных отложений Ичинского района с
помощью тонкоструктурной люминесцентной спектроскопии бы¬
ли идентифицированы индивидуальные полициклические арома¬
тические углеводороды. ПАУ в количествах, заведомо на один-два
порядка превышающий возможный биогенный фон, на карте по¬
лучили упорядоченное расположение: они легли в пределы четко
оконтуренных зон, которые рассматриваются нами как аномалии
полициклических ароматических углеводородов.
Битумоидные аномалии и аномалии ПАУ на территории Ичин¬
ского района большей частью перекрывают друг друга, но их
границы не всегда точно совпадают. Принимая во вниманий, что
ПАУ широко распространены в пределах исследованных структур
в осадочной толще, участки перекрытия этих аномалий рассмат¬
риваются нами как наиболее надежные признаки миграции флю¬
идов из недр. Почти во всех случаях участки распространения
ПАУ немного смещены относительно границ битумоидных анома¬
лий к юго-западу. На территории Ичинского района выявлено
12 участков, в которых четвертичные отложения характеризова¬
лись высокими содержаниями битумоидов и наличием ощутимых
количеств полициклических ароматических углеводородов, т.е.
представляют собой аномальные зоны. По форме эти аномалии
87
разделяются на четыре группы: сплошные, кольцевые, линей¬
ные и прерывистые. Среди сплошных аномалий выделяются три
наиболее крупные в западной части Ичинского района: одна зах¬
ватывает часть свода, западное крыло и северную переклиналь
Междуреченской антиклинали, другая - северную периклиналь
Лиманской антиклинали, третья - расположена в нижнем течении
р. Саичик на северо-западном продолжении Нижненизконского
поднятия. Крупная кольцевал аномалия обрамляет практически
все Кисунское поднятие, причем наиболее контрастный участок
этой аномалии проходит через свод Приморской антиклинали.
Линейная аномалия четко прослеживается вдоль нарушения на
восточном крыле Северной антиклинали Верхненизконского под¬
нятия. Другие аномальные зоны по своей площади менее значи¬
тельны. Результаты люминесцентно-битуминологической съемки,
проведенной в Ичинском нефтепоисковом районе, хорошо согла¬
суются с особенностями новейшей тектоники этой территории.
В результате структурно-геоморфологических исследований,
проведенных В.Д. Дмитриевым, был намечен новейший струк¬
турный план Ичинского района. Этот план характеризуется
наличием двух субпараллельных зон новейших поднятий, разде¬
ленных зоной интенсивных опусканий. Крылья этих зон нередко
нарушены разрывами, проявляющими себя в новейшее время.
Общие контуры локальных поднятий, выделенных структурно¬
геоморфологическими и геофизическими методами, как правило,
совпадают. Однако для присводовых участков структур харак¬
терно смещение их морфометрических контуров относительно
реальных на глубине.
Все зоны аномальных содержаний битумоидов и полицикли¬
ческих ароматических углеводородов расположены в пределах
участков, испытавших интенсивные восходящие движения. Зоны
новейших опусканий характеризуются главным образом фоно¬
выми содержаниями битумоидов и отсутствием полициклических
углеводородов (рис. 9).
Установлены три формы связи аномалий с новейшими движе¬
ниями: прямая, полу о б ращенная и обратная (табл. 21).
Прямая связь существует для сплошных аномалий, которые,
кроме того, характеризуются и наибольшей контрастностью. Все
эти аномалии связаны с локальными структурами, испытавши¬
ми активные восходящие движения в голоцене: Междуреченс¬
кой, Лиманской, Усть-Саичикской, Усть-Кенашкинской, Усть-
Низконской, Верхнесаичикской и Приморской. Прямая связь
характеризует и линейную аномалию на восточном крыле Север¬
ной антиклинали. Здесь имеет место зона повышенных полосовых
значений градиентов скоростей вертикальных голоценовых дви¬
жений по разлому глубокого заложения.
Интенсивные восходящие движения в голоцене способствова¬
ли увеличению степени ра^крытости сводов структур и создали
88
Рис. 9. Схема распространения повышенных содержаний би¬
тумоидов и полициклических ароматических углеводородов в
четвертичных отложениях Ичинского нефтепоискового района:
1 - участки распространения фоновых содержаний; 2 - участки
распространения аномальных содержаний битумоидов; 2-участки
распространения полициклических ароматических углеводородов;
4 - границы зон проявлений интенсивных восходящих новейших
движений; 5 - границы новейших локальных поднятий; б - сводовые
участки локальных поднятий; 7 - разрывные нарушения; 8 -
колонковые скважины; 9 - глубокие параметрические скважины.
Антиклинальные поднятия: I - Нижне-Низконское, II - Кисунское,
III - Верхне-Низконское
благоприятные условия для миграции флюидов к дневной по¬
верхности, что в свою очередь обусловило прямую связь между
участками накопления этих флюидов и новейшими структурами.
Кольцевые аномалии имеют обратную форму связи с новейши¬
ми движениями и приурочены к поднятиям, характеризующимся
89
Связь геохимических аномалий с новейшими движениями
с*
<4
X
S
е;
ю
«9
Н
90
слабыми опусканиями, при которых погружение свода отстает
от крыльев. Это приводит к образованию на крыльях структур
трещиновых зон, вдоль которых происходит миграция флюидов.
К таким структурам относятся Усть-Кисунская и Среднесаичик-
ская, к крыльям которых приурочены аномальные содержания
битумоидов и полициклических ароматических углеводородов в
четвертичных отложениях. Промежуточное положение занимают
участки с прерывистыми аномалиями, приуроченные к Тваянско-
му и Усть-Низконскому новейшим поднятиям.
Следует подчеркнуть тесную связь с новейшими движения¬
ми участков распространения полициклических ароматических
углеводородов (пери лен). Пери лен на участках своего распрост¬
ранения присутствует во всех литологических типах пород, а его
содержание не обнаруживает явной связи с содержанием битумо-
ида, в составе которогЪ он находится. Вместе с тем отчетливо
наблюдается тяготение участков распространения перилена в
четвертичных отложениях к сводам новейших локальных подня¬
тий (табл. 22).
Таблица 22
Связь полициклических ароматических углеводородов
с элементами новейших локальных поднятий
Элементы
новейших
Отношение числа проб, содержащих полицикли-
ческие ароматические углеводороды, к числу
проб, где они отсутствуют
структур
глинистые
алевроли¬
ты п = 155
супеси
п = 22
глинистые
пески
71 = 15
пески и
галечники
п = 51
торф
71 = 7
Сводовые участки
локальных поднятий
3,1
2,7
1,6
Крылья и перекли-
нали локальных
поднятий
1,0
2,0
0,7
0,7
Участки локальных
опусканий
0,8
0,6
0,2
0,5
0,7
Примечание, п - количество анализов
Как указывалось выше, на территории Ичинского района име¬
ет место некоторое смещение участков распространения перилена
относительно контуров битумоидных аномалий Это смещение
происходит в том же направлении, что и смещение морфометри¬
ческих контуров сводовых частей новейших структур относитель¬
но реальных сводов на глубине. Это еще одно свидетельство в
пользу связи зон распространения полициклических ароматичес¬
ких углеводородов с йовейшими движениями.
91
Таким образом, на территории Ичинского района выявлен ряд
аномалий ПАУ, локализация и форма которых тесно связаны с ис¬
торией новейших тектонических движений на данной территории.
Наиболее крупные из них связаны с локальными поднятиями, выяв¬
ленными геолого-геофизическими методами. Можно утверждать,
что на названных выше участках индуцируются следы локализо¬
ванных литосферных потоков углеводородов. Это подтвердилось
получением на одной из аномалий (Лиманская площадь) притока
газоконденсата.
4.2. ПАУ - геохимические индикаторы
гидротермального процесса
ПАУ присутствуют и во всех гидротермальных образовани¬
ях. Закономерности их распространения были отмечены в работе
(Диагностика ..., 1968), где сделан вывод о наиболее высоком
количестве и разнообразии ПАУ на последних (низкотемператур¬
ных) стадиях гидротермального процесса. На ряде гидротер¬
мальных рудных месторождений ПАУ встречаются не только в
рассеянном виде, но и в виде кристаллических выделений короне-
на (минерал карпатит) или нафтобензпирена и 1,12-бензперилена
(минерал идриалин) (Алексеева и др., 1978). В последние годы
были получены новые сведения о распределении ПАУ в гидро¬
термальных минералах (Оглоблина и др., 1983; Флоровская и
др., 1979, 1985).
Состав ПАУ в гидротермальных минералах зависит от гео¬
логических условий. В более высокотемпературных образова¬
ниях преобладают малокольчатые структуры (нафталины, фе-
нантрены), в низкотемпературных увеличивается количество бо¬
лее конденсированных молекул: пирена, 3,4-бензпирена, 1,12-
бензперилена, нафтобензпирена. Эти содержания представлены
в основном незамещенными структурами. В нефти такие голоя¬
дерные молекулы, как правило, не обнаруживаются. Промежу-
точныое положение занимает нефть, выделяющаяся из современ¬
ных гидротерм в кальдере Узон на Камчатке; наряду с набором
алкилзамещенных гомологов нафталина, фенантрена, бензфлуоре-
нов в соотношениях, характерных для обычной нефти, в Узонской
нефти обнаружено заметное количество голоядерных молекул: 3,4-
бензпирена, перилена, 1,12-бензйерилена. Подобный характер
имеет распределение ПАУ в древних кристаллических породах,
подстилающих нефтеносный осадочный чехол в Татарии (Новые
данные ..., 1985). Таким образом, для углеводородов гидротер¬
мальных растворов характерно широкое распространение конден¬
сированных ароматических молекул.
Наиболее яркое выражение информационной роли ПАУ в ин¬
дикации следов гидротермальной деятельности в географичес¬
кой оболочке - связь этих углеводородов с гидротермальными
92
рудными месторождениями. Большинство гидротермальных руд¬
ных месторождений разрабатывается вблизи земной поверхности,
поэтому ореолы углеродистых веществ, в частности ПАУ, на
этих месторождениях встречаются непосредственно в компонен¬
тах ландшафтно-геохимических систем - корах выветривания,
почвах.
Особенно четко эта связь проявляется на ртутных месторож¬
дениях. Лля этих месторождений в любых типах вмещающих
пород - кристаллических и осадочных - характерно присутствие
широкого спектра углеродистых веществ в ассоциации с рудными
жильными минералами (Федорчук, 1969; Лазаренко, 1963; Бабкин,
1966). Такой парагенезис еще раз подтверждает тесную связь
ртутной дегазации земли с потоками углеводородов. Высказаны
соображения, что ртуть в земной коре мигрирует в гидротермаль¬
ных системах частично в форме ртутьорганических соединений
(Слободской, 1981; Озерова, Пиковский, 1985).
Связь углеродистых веществ и ПАУ с гидротермальными об¬
разованиями рассмотрена на примерах современных гидротерм
кальдеры У зон на Камчатке и двух рудных Чукотских месторож¬
дений: ртутно-сурьмянного (Пламенное) и ртутно-вольфрамового
(Тамватней).
Современные гидротермы. Узонская гидротермальная систе¬
ма является частью У зон-Гейзерной системы с очагами разгрузки
в кальдере вулкана У зон. Глубинные высокотемпературные, преи¬
мущественно хлоридно-натровые, воды выводятся на поверхность
по глубинному разлому в породах фундамента, заложенного до об¬
разования кольцевой вулканической структуры. Северо-западная
часть кальдеры осложнена молодой котловиной диаметром до
5 км. Эта котловина имеет взрывную природу и дешифрируется
в виде воронки, заполненной материалом пониженной плотности.
Глубина воронки не более 2 км (Карпов, Павлов, 1976). Взрывная
воронка заполнена раздробленным материалом алевропелиювых
и псаммитовых туфов кислого состава, горизонтами пемзовых
туфов и туфобрекчий четвертичного возраста. Борта и фун¬
дамент кальдеры сложены плотными массивными базальтами с
очень низкими фильтрационными свойствами, а на базальтовом
фундаменте залегают озерно-осадочные образования и рыхлый
грубообломочный материал с более высокой проницаемостью. В
недрах Узонской структуры сформировалась водонапорная систе¬
ма, состоящая из гидравлически связанных горизонтов грунтовых,
артезианских и трещинных вод тектонических разломов.
Важной особенностью кальдеры У зон является совпадение в
плане зоны разгрузки термальных вод и области глубинного на¬
грева, что связано с крутым падением тектонических разломов,
по которым поступают глубинные высокотемпературные флюи¬
ды, и узкой локализацией водовмещающих комплексов пород. В
93
зоне разгрузки термальных вод имеются источники самого раз¬
нообразного состава: хлоридно-натровые, сульфатно-хлоридные,
хлоридно-сульфатно-натровые, гидрокарбонатные. По данным
Г.Ф. Пилипенко (1974), основные воды, несущие определенный
процент эндогенного вещества,- это поступающие по разлому вы¬
сокотемпературные хлоридно-натровые растворы* а все осталь¬
ные типы генетически связаны с ними и являются продуктом их
приповерхностной дифференциации. Специфическими глубинны¬
ми компонентами термальных растворов считаются СО2, Н2, СН4,
С1, В, J, Sb, As, Pb, Hg.
Углеводороды были зафиксированы в составе гидротермаль¬
ных газов, отобранных на Центральном фумарольном поле из
мелких ручных скважин и грязевых котлов. Основные компонен¬
ты этих газов углекислота (73,3-98,8%) и азот (0,1-18,9%). Всюду
встречается метан (от следов до 1,7%), реже - тяжелые углево¬
дороды (до 0,01%).
При обследовании Центрального фумарольного поля (рис. 10)
во многих закопушках, сделанных вблизи грязевых котлов и источ¬
ников на поверхности горячей воды, мгновенно заполняющей яму,
при температурах 85-95°С конденсируются маслянистые вещества
зеленого цвета или бесцветные без резкого запаха. На открытом
воздухе или в колбе вещество быстро окислялось: цвет стано¬
вился коричневато-бурым, увеличивалась вязкость. По внешнему
виду и составу вещество можно отнести к разновидности нефти.
Состав нефти из кальдеры У зон приведен в табл. 23. Надо
отметить, что данные по составу относятся к веществу, в извест¬
ной мере изменившемуся в гипергенных условиях. Судя по цвету
первичных капель, сконденсировавшихся на поверхности горячей
воды, нефть первоначально должна была содержать достаточно
заметное количество ненасыщенных соединений, которые затем
быстро вступают в реакцию.
Углеводороды в кальдере У зон ассоциируют с серой, мышь¬
яком, ртутью и другими рудообразующими химическими эле¬
ментами. Вместе с нефтью на поверхности воды в закопушках
появлялись реальгар, аурипигмент, самородная сера. В непос¬
редственной близости от одной из закопушек с конденсирующейся
нефтью в шурфе Г.А. Карповым былЬ, обнаружена самородная
ртуть в ассоциации с самородной серой.
В углеродистом веществе, извлеченном из различных продук¬
тов гидротермальной деятельности, определены полициклические
ароматические углеводороды, имеющие важное значение для рас¬
шифровки геохимических процессов, связанных с образованием
и миграцией углеродистого вещества (Пиковский и др., 1987).
Полициклические ароматические углеводороды были изучены в
составе нефти, в органическом веществе термальных источников
различного состава, в гидротермально измененных породах Цен¬
трального фумарольного поля, отобранных с различных глубин
94
Рис. 10. Распространение повышенных концентраций органиччес-
кого углерод**, битуминозных веществ и ртути на восточном
термальном поле кальдеры Узон: 1 - контуры термального
поля; 2 - воронки термальных озер; 3 - «линии разрывных
нарушений; 4 - термальные источники; 5 - нефтепроявления;
6 - пункты с содержанием С0рг в грунтах больше 0,4%; 7 -
пункты с содержанием ртути в грунтах больше 0,001%; 8 - участки
повышенных содержаний битуминозных веществ в грунтах (больше
0,01%)
Таблица 23
Состав нефти, сконденсированной на
поверхности горячей води в кальдере Узон
Температур¬
Показатель
Молеку¬
Групповой состав, %
ные пределы
кипения
фракций, °С
Плотность
прелом¬
ления
лярная
масса
арома¬
тичес¬
кие
наф~
тено-
вые
мета¬
новые
95° С
(нач. кипения)
0,8287
—
96-200
0,8287
1,4618
—
25,7
15,6
58,7
200-250
0,8420
1,4633
— ,
21,6
0,0
66,9
250-300
0,8907
1,4700
231
21,3
0,0
66,4
300-350
0,9486
1,4935
262
19,3
21,0
42,5
350—400
0,9486
1,5355
308
29,5
31,0
20,2
400-415
остаток
0,9767
1,5525
378
27,5
57,1
0,0
95
по скважине. Отдельно были изучены твердые углеродистые
включения, находящиеся в измененных породах в виде точечных
включений (диаметром до 0,5 мм).
Результаты исследований показывают, что среди гидротер¬
мальных продуктов кальдеры У зон имеют место несколько типов
распределения полициклических ароматических углеводородов.
В табл. 24 приведены результаты изучения ПАУ в пробах
Узонских нефтей и сравнение этих данных с нефтяными выходами
на Камчатке (Богачевка) и других регионов, а также с битуми¬
нозным веществом кимберлитов и некоторых гидротермальных
образований. Эти данные показывают, что распределение ПАУ в
Узонской нефти не отличается принципиально от Богачевской на
Камчатке, особенно от отобранной из естественного выхода. Обе
нефти содержат алкилзамещенные гомологи нафталина, бензфлу-
орена, фенантрена, пирена, 3,4-бензпирена, а также голоядерные
углеводороды: 3,4-бензпирен, пирен, 1,12-бензперилен, перилен.
Количество голоядерных структур в этих нефтях примерно 1-2%
от всех ПАУ. В Богачевской нефти их количество даже вы¬
ше, чем в Узонской. ПАУ Камчатских нефтей отличаются от
типичных нефтей нефтяных месторождений прежде всего присут¬
ствием голоядерных структур. Нефти месторождений содержат,
как правило, только их алкилзамещенные гомологи. Наличие го¬
лоядерных структур сближает Узонскую и Богачевскую нефть с
битуминозным веществом гидротермальных минеральных ассоци¬
аций. Вместе с тем последние резко отличаются от Камчатских
нефтей: голоядерных структур в них в 3-20 раз больше, чем в
нефтях, а среди алкилзамещенных ПАУ основную роль играют
нафталины и фенантрены, тогда как в нефтях много к тому же
пиренов и бензфлуоренов.
Таким образом, Узонская и Богачевская нефти по составу
ПАУ занимают как бы промежуточное положение между типич¬
ными нефтями и битуминозным веществом гидротермальных об¬
разований.
Составы нефтей кальдеры У зон и Богачевской площадей в
целом не одинаковы. Распределение алкилзамещенных ПАУ в
Богачевской нефти ближе к обычной нефти: соотношение фенан-
тренов и пиренов в Богачевской нефти аналогично нефтям из
нефтеносных районов (более тяжелые пирены существенно преоб¬
ладают над фенантренами), тогда как нефть кальдеры Узон по
этим компонентам носит ярко выраженный гидротермальный “фе-
нантреновый” характер. Но данным Е.И. Кудрявцевой и др. (1980),
Богачевская нефть по другим характеристикам ближе к обычным
нефтям, чем нефть У зона. Богач евские нефти близки к типичным,
тогда как Узонская характеризуется резкой аномалией в содержа¬
нии фитана и пристана и их соотношении, а также преобладанием
четных н-алканов над нечетными. При этом нефть, сконденсиро¬
ванная при более низких температурах, ближе к Богачевской, чем
96
Распределение полициклических ароматических веществ в нефти кальдеры Узон и в других геологических объектах
97
нефть в высокотемпературных выделениях. Изотопный состав уг¬
лерода Узонской нефти (£13С - 21,6) тяжелее, чем состав углерода
Богачевской нефти (613С - 27,9) (Кудрявцева и др., 1980). Таким
образом, Узонская нефть более близка к гидротермальным обра¬
зованиям, чем Богачевская, и, по-видимому, находится на более
раннем этапе эволюции гидротермальной нефти.
Обнаруженные особенности в распределении ПАУ в кальдере
Узон не позволяют считать источником как нефти в целом, так и
ПАУ органическое вещество поверхности или верхних горизон¬
тов осадочно-вулканических пород термальных полей кальдеры.
Эти соединения - углеводородные составляющие гидротермаль¬
ной системы. Они выносятся газопаровой смесью по разлому из
более глубоких частей кальдеры и конденсируются при снижении
температуры на поверхности грунтовых вод.
Можно предположить общий генезис Узонской и Богачевской
нефти или во всяком случае участие гидротермальных явлений в
миграции Богачевской нефти.
Таким образом, наше исследование выявило три существенных
особенности локализованных литосферных потоков: 1) углеводо¬
роды переносятся в газопаровой гидротермальной смеси и выде¬
ляются в отдельную фазу при падении температуры и давления;
2) по одним и тем же каналам с углеводородами (а возможно, и
в виде комплексных соединений) мигрируют другие глубинные
элементы, в частности ртуть; 3) в составе углеводородного флю¬
ида имеются полициклические ароматические углеводороды - ха¬
рактерная составная часть углеродистых соединений гидротерм.
Эти особенности для литосферных потоков углеводородов носят,
по-видимому, общий характер.
Ртутные гидротермальные местороэвдення. Месторожде¬
ние Пламенное находится в Охотско-Чукотском вулканогенном
поясе. Непосредственно в районе месторождения развиты преи¬
мущественно моноклинально залегающие породы нижнемелового
возраста, представленные пачками крупно- и мелкопорфировых
липаритов. Рудное поле вытянуто вдоль Олептытынской зоны
разломов северо-западного простирания, состоящей из крутопа¬
дающих, кулисообразно расположенных разломов^ осложненных
серией более мелких нарушений, к участкам максимальной кон¬
центрации которых и приурочены гидротермально-измененные
породы с рудной минерализацией.
Киноварное с антимонитом оруденение, отмечающееся в верх¬
ней части пачки крупнопорфировых липаритов, образует линзо¬
видные тела неправильной формы с нечеткими контурами. Осо¬
бенностью месторождения являются резкие колебания соотно¬
шений ртути и сурьмы в отдельных рудных телах - от преоб¬
ладающих ртутных к существенно су рьмяно-ртутным до почти
монометалльных сурьмяных. Проведенное изучение вещественно¬
го состава и текстурно-структурных особенностей руд позволяет
98
говорить о преимущественно метасоматическом характере отло¬
жения рудного вещества, которое происходило в течение одной
ртутной стадии, отделенной во времени от предшествующего гид¬
ротермального изменения пород, выраженного в окварцевании,
гидрослюдизации и пиритизации.
В рудной стадии формировались две парагенетические ассо¬
циации минералов - кварцево-антимонитовая и несколько более
поздняя кварцево-киноварная. Макроскопически различимые би¬
тумы в породах и рудах на месторождении не обнаружены.
Для 237 образцов пород и руд, отобранных в канавах через
15-20 на Заветном, Центральном и Заозерном участках место¬
рождения и за его пределами (в 3-5 км), был проведен общий
люминесцентно-битуминологический (в хлороформе) анализ. В
201 пробе изучены квазилинейчатые спектры люминесценции по¬
лициклических ароматических углеводородов (Вершковская и др.,
1972).
Во всех изучавшихся пробах были обнаружены дисперсные
битуминозные вещества и определены их содержания (табл. 25).
Таблица 25
Распределение битумоидов по данным
люминесцентно-битуминологического анализа
в породах и рудах месторождения Пламенное
Породы,
РУДЫ
Число
анали¬
зов
Содержание
хлороформ¬
ного биту-
моида п • 10”4%
<Т
Тип
битумоида
Породы неизмененные
крупнопорфировые липариты
12
11,6
6,8
ЛБА
мелкопорфировые липариты
5
9,4
6,1
ЛБА
Г идротермально-измененные
породы
крупнопорфировые липариты
141
20,5
23,5
ЛБА,
МБА (МСБА)
мелкопорфировые липариты
22
19,5
11,2
МБА (ЛБА)
Руды
киноварные
11
34,5
17,0
МБА, ЛБА,
МСБА
сурьмяные
13
17,1
14,4
МБА, ЛБА
Легко заметить, что в неизмененных липаритах среднее со¬
держание битумоидов и дисперсии примерно одинаковы, но ниже,
чем в тех разностях пород, подвергшихся гидротермальному из¬
менению (неравенство средних в сопоставляемых разностях про¬
верялось с применением параметрического критерия Стьюдента).
Максимальное содержание битумоидов приурочено к киноварным
99
А
О 100 200 м
GE53i НИШ2 u—п 1^-И4 Iс^>>5
ЕЕ^Зб 1ТГ”517 £538 i—л9 е^Эю
Рис. 11. Распределение ртути, битумоидов и ПАУ в рудном
теле и околорудном пространстве месторождения Пламенное: А:
1 - гидротермальноизмененные липариты; 2 - рудное тело. Б: 1 -
липариты; 2 - андезиты 2 - разломы; 4 ~ канавы; 5 - ртутное рудное
тело; б - контур ртутного ореола; 7 - контур распространения
интенсивной сурьмяной минерализации; S - участки, обогащенные
гомологом пирена; 9 - участки, обогащенные короненом; 10 -
участки с повышенной битуминозностью пород
рудам, где наблюдается прямая зависимость между содержанием
ртути и битумов (рис. 11).
100
Увеличение общего содержания битумоидов сопровождалось
изменением их типа. В неизмененных породах преобладают лег¬
кие низкомолекулярные углеводороды, в измененных породах и
рудах существенную роль играют маслянистые и появляются
маслянисто-смолистые битумоиды. В битуминозном веществе
изучавшихся руд и пород при помощи тонкоструктурной люми¬
несцентной спектроскопии при низких температурах были иден¬
тифицированы индивидуальные полициклические ароматические
углеводороды: 3,4-6ензпирен, 1,12-бензперилен, перилен, коронен,
один из гомологов пирена (табл. 26).
Таблица 26
Распределение полициклических ароматических углеводородов в
породах и рудах месторождения Пламенное (число пробу
в которых встречены полициклические ароматические
углеводороды в количествах, превышающих следы, %)
Полициклические
ароматические
углеводороды
Неизмененные породы
Гидротермально-
измененные липариты
Руды
липириты
анде¬
зиты
крупно¬
порфи¬
ровые
мелко-
порфи¬
ровые
крупно-
порфи¬
ровые
мелко¬
порфи¬
ровые
сурь¬
мяные
ртут¬
ные
Число проб
9
3
4
141
22
11
11
3,4-бензпирен
100,0
100,0
75,0
65,3
77,5
91,0
100,0
1,12-бензперилен
22,2
0
25,0*
29,7
22,7
5,5
72,7
Перилен
0
0
0
29,7
73,0
0
72,7
Г омолог пирена
0
0
0
4,2
0
0
27,3
* Единичные пробы
За пределами зон гидротермального изменения в породах
встречаются, как правило, только 3,4-бензпирен и иногда 1,12-
бензперилен. В рудоносной зоне к указанным углеводородам
прибавляются перилен, коронен и один из гомологов пирена.
При этом отмечается локальная приуроченность последних трех
углеводородов к определенным типам пород и руд. Перилен ши¬
роко распространен в мелкопорфировых измененных липаритах и
ртутных рудах, реже встречается в крупнопорфировых изменен¬
ных липаритах. Г омолог пирена установлен в крупнопорфировых
липаритах преимущественно в пределах ртутного ореола, в том
числе на наиболее обогащенном киноварью участке. Коронен
обнаруживает четкую приуроченность к участкам интенсивной
сурьмяной минерализации (контур его распространения находит¬
ся в пределах сурьмяного ореола). Обращает на себя внимание
то, что перилен и коронен ни разу не встретились вместе в
одной пробе, что как будто согласуется с разобщением преиму¬
щественно ртутных и преимущественно сурьмяных участков на
месторождении (см. рис. 11).
7*
101
Таким образом, в ходе гидротермального процесса последова¬
тельное образование определенных минеральных парагенезисов
(от дорудных изменений до выделения кварцево-антимонитовой
минеральной ассоциации и завершающей кварцево-киноварной ас¬
социации), видимо, сопровождалось таким же последовательным
появлением определенных углеводородов, а именно: коронена с
кварцево-антимонитовой ассоциацией, перилена и гомолога пире¬
на с кварцево-киноварной ассоциацией.
Таким образом, изучение содержания и состав дисперсных
углеродистых веществ в кислых эффузивах на сурьмяно-ртутном
месторождении Пламенное и за его пределами в однотипных по¬
родах позволяет сделать следующие выводы.
1. Содержание битуминозных веществ в кислых эффузивах
несколько увеличивается при гидротермальном изменении пород,
особенно при наложении оруденения. Одновременно битумоиды
легкого типа сменяются маслянистыми, а в отдельных пробах
появляются битумоиды маслянисто-смолистого типа.
2. Наибольшим многообразием индивидуальных полицикличес¬
ких ароматических углеводородов характеризуются рудоносные
зоны, при этом отмечается приуроченность перилена и гомолога
пирена к ртутному, а коронена - к сурьмяному оруденениям.
Приведенные факты свидетельствуют о генетической связи уг¬
леродистых веществ с гидротермальным ртутно-сурьмяным ору¬
денением. С рудным и пост рудным процессами были связаны
литосферные потоки углеводородов, которые привели к формиро¬
ванию ореолов рассеяния углеводородов и битуминозных веществ,
локализованных вокруг рудных полей. Эти ореолы фиксируются
в коренных породах и коре выветривания, выходящих на днев¬
ную поверхность, и составляют часть геохимической структуры
ландшафта.
Примером месторождения, в котором можно изучать все раз¬
нообразие природных углеродистых образований, связанных с
гидротермальным процессом, является низкотемпературное воль¬
фрамово-ртутное месторождение Тамватней в Карякском На¬
горье. Месторождение приурочено к тектоническому контак¬
ту гипербазитового массива с вулканогенно-терригенными по¬
родами. Рудовмещающие породы - апогипербазитовые серпен¬
тиниты (прослеживаются около 2 км) и песчаники. С ними
связаны и два типа метасоматитов: кварц-диккитовый, разви¬
вающийся по терригенным породам, и лиственитовый (опал-
карбонатный, кварц-карбонатный, сульфидно-кварцевый, кварц-
халцедон-карбонатный). Рудные тела имеют столбообразную
форму. Руды комплексные: вольфрамово-ртутные, ртутные,
мышьяковые, мышьяков о-су рьмяно-ртутные, высоко сульфидные.
В составе руд преобладают марказит, киноварь, пирит, реже
сульфиды мышьяка, кобальта и никеля. Вольфрам представлен
102
гюбнеритом, шеелитом, тунгстеиитом и меймакитом На место¬
рождении установлена вертикальная продольная зональность пер¬
вичного поэлементного ореола (снизу вверх и от тыла к фронту):
Mo, Со, Ni, Sn-Cu, Pb, Zn-W, Ge, Hg-Ag, Sb, As. На месторождении
выделяется несколько участков с различными типами оруденения
и без рудные. С ними связаны различные типы вмещающих пород
и метасоматитов.
Процесс битумообразования на Тамватнейском месторожде¬
нии был составной частью процесса рудообразова*шя и гидротер¬
ма льно-метасоматических изменений горных пород. В результате
здесь сформировалась крупная битумная аномалия, состоящая
из различных генераций углеродистых веществ, завершивших ос¬
новные этапы рудообразования на месторождении. В ореолах и
рудах месторождения установлены графит, антраксолиты, кериты,
асфальтиты, асфальто- и мальтоподобные вязкие и жидкие угле¬
родистые вещества, кристаллические выделения полициклических
ароматических углеводородов - минералов карпатита и кертиси-
та (идриалина). В составе газово-жидких включений установлен
метан. Все эти вещества присутствуют в виде макровключений в
породах и минералах и в диспергированной (рассеянной) форме.
Количество и состав рассеянных битуминозных веществ (БВ)1
отчетливо дифференцируются в зависимости от условий рудо¬
образования, характера оруденения, типа изменения вмещающих
пород. Осадочные породы по распределению БВ принципиаль¬
но не отличаются от метасоматитов и других неосадочных по¬
род. Среднее содержание БВ в безрудных районах в 2-5 раз
ниже их среднего содержания в рудных районах. Среднее со¬
держание БВ в метасоматитах кварц-диккитового типа 0,25%.
Две трети проб здесь содержат БВ смолисто-асфальтенового
и смолистого типа и только 3% проб - легкого маслянисто¬
го типа. Треть проб представлена маслянисто-смолистым ти¬
пом БВ. Типы БВ в рудных зонах хорошо дифференцирова¬
ны: с ртутными или мышьяковыми рудами связан или только
смоли сто- асфальтеновый, или маслянисто-смолистый типы БВ,
что, по-видимому, отражает различные генерации рудных тел. В
метасоматитах лиственитового типа содержание БВ в среднем
составляет 0,1%. Тяжелые смолисто-асфальтеновые и смолистые
БВ составляют здесь всего 40% проб, остальные представлены
веществом маслянисто-смолистого, маслянистого и маслянистого
легкого типа. Смолисто-асфальтеновые БВ в этом типе метасома¬
титов встречаются только в рудных районах. Общее содержание
БВ нарастает в направлении более низкотемпературных стадий
1 Исследования битуминозных веществ и ПАУ месторождения Тамватней
предприняты по инициативе и при участии П.Н. Горчакова. В них принима¬
ли участие З.А. Жидкина, А.И. Оглоблина, Л.Ю. Панова, М.Б. Раменская.
103
оруденения. Параллельно с этим растет и доля высокомолеку¬
лярных БВ (рис. 12).
В составе БВ разных типов, как рассеянных, так и в виде
макровключений, присутствуют полициклические ароматические
углеводороды: коронен, нафтобензпирен, 1,12-бензперилен, пирен,
3,4-бензпирен, алкилзамещенные гомологи нафталина, бензфлу-
оренов, хризена, пирена и фенантренов. Характерной чертой
распределения ПАУ на месторождении является их приурочен¬
ность к рудным телам. Лаже на рудных участках за пределами
рудных тел количество ПАУ заметно снижается или они не об¬
наруживаются вовсе. Не обнаружены ПАУ и в скважинах на
безрудных участках.
Исключительно важная роль ПАУ в процессах формирования
месторождения отражается в выделении значительных, по срав¬
нению со всеми известными месторождениями, кристаллов ПАУ
в виде карпатита и идриалина. ПАУ сопровождают выделения
и других углеродистых веществ в рудных зонах месторождения.
В кварц-карбонатных лиственитах с киноварной минерализаци¬
ей имеет место наложение друг на друга разных генераций УВ:
черные включения керитового типа, сопутствующие киноварной
минерализации (около 3% ПАУ), и коричневые остроугольной
формы (5,5% ПАУ). Первые - более ранние - представлены коро-
неном (42-45%), 1,12-бензпериленом (17-22%), гомологами пирена
(17-30%). Хризены в этой генерации не обнаружены. Более
поздняя генерация коричневого УВ содержит в составе ПАУ хри¬
зены (42-45%) и нафталины (23-25%). Коронен и гомологи пирена
составляют по 12-15% от общего количества ПАУ.
В метасоматитах с киноварной и марказит-киноварной минера¬
лизацией наблюдаются генерации углеродистых веществ, разли¬
чающиеся по составу ПАУ: 1) черные включения типа асфальтита
(4,8-6,2% ПАУ); состав ПАУ представлен в основном хризеном
(36-40%), пиренами (17-20%), нафталинами (18%) и короненом
(13-44%); 2) пластинчатые включения коричневого БВ (4,2-10,4%
ПАУ); здесь преобладают хризены (41-50%), встречаются пирены,
нафталины, коронен; 3) черные и коричневые каплевидные типы
асфальта или мальты; в одних разновидностях преобладают хри¬
зены (60%) и гомологи пирена (18%), в других - нафталины (35%)
и пирены (30%). В тех и других примерно по 12% коронена; 4) на¬
иболее поздние выделения игольчатых кристаллов карпатита; при
кристаллизации на марказитовой руде или кварце карпатит со¬
держит коронена 92% и 1,12-бензперилена 8%, другие ПАУ отсут¬
ствуют; кристаллизация на поверхности БВ дает исключительно
короненовый (98-99%) состав кристаллов с небольшими примеся¬
ми многих других ПАУ. Лисперсные ПАУ отражают условия
выделения различных минералов и руд. В кварц-кар б онатном
листвените в составе ПАУ имеются только 1,12-бензперилен и
104
AS
Барудмый
W-Hg
II
III
IV | V
VIII
AC
Рис. 12. Распределение и типы битуминозных веществ в гидро¬
термальном рудном теле Тамватнейского месторождения. Типы
битуминозных веществ: А - маслянистый и легкий; Б - маслянисто¬
смолистый, В - смолистый, Г - смолисто-асфальтеновый. Участки
месторождения: I - Первенец, II - Бурный, III - Шаманный, IV -
Основной, V - Троговый, VI - Ягодный, VII - Мелкий, VIII -
Медвежий. Типы метасоматитов: 1 - кварц-диккитовый, 2- опал-
карбонатный, 3 - кв&рц-карбонатный, 4 ~ сульфидно-кварцевый, S -
кварц-халцедон-карбонатный, 6 - опал-карбонатный. Вмещающие
породы: П - песчаники, АС - апогипербазитовые серпентиниты.
Цифры в столбиках - содержание битуминозных веществ в породах
в п • 10~2%
105
коронен; в кварцевом метасоматите с марказит-киноварной мине¬
рализацией - пирены, коронен; в горном хрустале коронена 68%
и пиренов 21% Таким образом, состав битуминозных веществ и
ПАУ в рудах, минералах и окружающих породах Тамватнейского
рудного поля связан с этапами формирования месторождения.
Приведенные примеры наглядно показывают, что: 1) гидро¬
термальная деятельность, поставляющая химические элементы
из нижних геосфер в верхние части литосферы, сопровождается
миграцией углеводородов; 2) полициклические ароматические уг¬
леводороды - важный индикатор связи потоков углеводородов с
гидротермальной деятельностью.
Часть II
ТЕХНОГЕННЫЕ
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОТОКИ
НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ В
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЕ
ГЛАВА 5.
ФОРМИРОВАНИЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ
ТЕХНОГЕННЫХ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ПОТОКОВ
НЕФТИ
5.1. Формирование техногенных потоков нефти на
месторождениях
Поступление в окружающую среду нефти, нефтепродуктов и
углеводородного газа из скважин, трубопроводов, мест хранения
и перерабатывающих предприятий дает начало техногенным по¬
токам углеводородов. Масштабы этих потоков и их влияние на
биосферу определяются географическим положением и характе¬
ром источников загрязнения, а также технологией производства.
В зависимости от соблюдения природоохранных мероприятий и
надежности оборудования это влияние может увеличиваться или
уменьшаться, но в целом техногенные потоки - это неизбежный
результат хозяйственной деятельности общества, объективный
процесс, требующий, как и природные процессы, разработки сво¬
ей теории.
Большинство работ, касающихся загрязнения природной сре¬
ды нефтью и нефтепродуктами, посвящено изучению Мирового
океана. Наземные ландшафты изучены в гораздо меньшей сте¬
пени. Многообразие ответных реакций среды, вызванных втор¬
жением углеводородов, прежде всего нефти, в ландшафты разных
природных зон делает обобщение этих явлений, познание общих
закономерностей задачей весьма трудной. В настоящее время
идет только накопление эмпирических данных по разным физико-
географическим странам и типам ландшафтов.
Загрязнение природной среды нефтью и продуктами ее пере¬
работки - одна из сложных и многоплановых проблем. Ни один
другой загрязнитель, как бы опасен он ни был, не может сравнить¬
ся с нефтью по широте распространения, количеству источников
107
загрязнения, величине единовременных нагрузок на все компонен¬
ты природной среды во время аварий скважин и нефтепроводов.
Несмотря на то что технология добычи и транспортировки не¬
фти постоянно совершенствуется с учетом защиты окружающей
среды, актуальность проблемы не снижается. Даже относительно
редкие залповые разливы нефти причиняют большой вред, затра¬
гивая (в результате большой миграционной способности пласто¬
вой жидкости) территории, во много раз превышающие площади
первоначального загрязнения. Главные потенциальные источники
техногенных потоков углеводородов показаны в табл. 27.
Для добычи нефти и газа создается комплекс производствен¬
ных сооружений, разобщенных территориально, но взаимосвя¬
занных системами трубопроводов, энергопередач и организацией
работы. К основным сооружениям нефтепромысла относятся
скважины (бурящиеся, эксплуатируемые, нагнетательные и на¬
блюдательные), компрессорно-насосные станции, сборные пунк¬
ты, нефтехранилища, пункты первичной подготовки нефти, трубо¬
проводы, различные амбары, отстойники, площадки для сжигания
излишков газа и конденсата, электрические подстанции и др. Каж¬
дое из перечисленных сооружений представляет собой единичный
потенциальный источник техногенных потоков вещества, которые
могут быть причиной химического загрязнения окружающей тер¬
ритории. Техногенные потоки от разных источников существуют
или изолированно, или пересекаются во времени и пространстве,
выходя или не выходя за пределы промысла.
Изменение природной среды в результате добычи нефти носит
региональный характер. Территории нефтепромыслов занима¬
ют площади в десятки и сотни квадратных километров, причем
большая часть этих территорий (в отличие от других отраслей
горнодобывающей промышленности) не изъята из сельскохозяй¬
ственного землепользования.
Территории нефтепромыслов одного нефтедобывающего райо¬
на тесно связаны между собой различными коммуникациями, ор¬
ганизацией хозяйства, техногенными и природными потоками ве¬
щества. Поэтому в региональном масштабе очагом техногенного
давления на природную среду следует считать нефтедобываю¬
щий район или область.
Основные вещества, формирующие техногенные потоки на неф¬
тяном промысле,- это пластовая жидкость, состоящая из сырой
нефти, газа и нефтяных вод, извлекаемая из недр эксплуата¬
ционными скважинами; газ “газовых шапок” нефтяных залежей;
законтурные воды нефтяных пластов; нефть, газ и сточные во¬
ды, полученные в результате сепарации пластовой жидкости и
первичной подготовки нефти, подземные воды, используемые для
поддержания пластового давления в нефтяных пластах, буровые
растворы, применяемые для “смазки” и промывки стволов сква¬
жин во время бурения; химические реагенты, используемые для
108
Главные потенциальные источники техногенных углеводородов в окружающей среде
N
см
<е
=г
S
в;
\о
<е
Н
109
обработки скважин с целью увеличения нефтеотдачи, различные
присадки, ингибиторы коррозии и осаждения солей, нефтепродук¬
ты. Попадание всех этих веществ в природную среду не является
обязательным и происходит в результате несовершенства или
нарушения технологии, плохого качества, износа или нехватки
оборудования, аварийных ситуаций, небрежности и т.д. Однако
ни один современный промысел в настоящее время не является
“безотходным” и чем сильнее на нем интенсификация добычи не¬
фти, тем интенсивнее идут процессы формирования техногенных
потоков.
Бурение, обработка скважин, добыча и подготовка нефти про¬
должаются непрерывно в течение всего периода существования
промысла, и все время промысел в целом и прилегающие террито¬
рии испытывают нагрузку от перечисленных выше веществ, хотя
их относительное количество на разных участках не одинаково.
Самыми многочисленными центрами формирования техногенных
потоков на промысле являются эксплуатационные скважины. На
современных промыслах создаются, как правило, кусты таких
скважин: на одной площадке бурится несколько наклонных ство¬
лов, позволяющих эксплуатировать большую площадь залежи.
Это дает возможность резко сократить площадь земель, отторга¬
емых из сельскохозяйственного землепользования. Все скважины
одного куста сооружаются, как правило, одновременно, поэто¬
му куст скважин можно рассматривать как единичный источник
техногенных потоков. На промысле за период существования
бурится обычно несколько сотен скважин.
На стадии бурения скважины и подготовки ее к эксплуата¬
ции основные компоненты техногенных потоков - буровой раст¬
вор и различные химические реагенты (кислоты, поверхностно¬
активные вещества и др., а также цементные растворы) Они явля¬
ются доминирующими загрязнителями на этапе бурения. Состав
растворов изменяется в зависимости от геолого-технических ус¬
ловий бурения. Как правило, это водные растворы определен¬
ных сортов глины, водонефтяные эмульсии, крепкие растворы
каменной соли (при бурении в соленосных толщах) с различными
химическими добавками.
Наибольшей миграционной способностью в компонентах буро¬
вых жидкостей обладает соленая вода и водонефтяная эмульсия,
которые в зависимости от рельефа и гидрологического режима
могут образовывать ореолы тех или иных размеров и конфигу¬
раций. Основную нагрузку от этих потоков принимают на себя
почвы, грунтовые и поверхностные воды.
На стадии эксплуатации скважины служат центрами времен¬
ных техногенных потоков, которые возникают при аварийных
ситуациях, ремонтных работах и от других причин, нарушающих
работу скважины.
110
Основное вещество, составляющее техногенные потоки от эксп¬
луатирующихся скважин - пластовая жидкость, представляющая
собой нефть, содержащую растворенный газ и некоторое коли¬
чество пластовой воды, как правило, высокой минерализации
Количество газа и воды зависят от степени обводненности залежи
и газового фактора. Соотношение воды и нефти в таких пото¬
ках изменяется от 1:100 до 100:1. Химический состав нефти и
пластовых вод в разных районах различен, что обусловливает
и различный характер их воздействия на природную среду при
прочих равных условиях.
Техногенные потоки от скважин загрязняют почвы, поверх¬
ностные и грунтовые воды, биоценозы. Основной механизм их
распространения - гравитационный - движение по поверхности в
сторону уклона местности, просачивание в почвенные горизонты
и рыхлые отложения. Ареал распространения потока зависит
от рельефа, почвенных и гидрологических условий местности и
от количества поступившего материала. Попадая в движущиеся
водотоки, техногенный поток рассеивается, смешивается с пото¬
ками от других источников, загрязняя при этом значительные
территории.
Аналогичные по составу техногенные потоки возникают при
порыве трубопроводов, по которым пластовая жидкость поступает
от скважин на сборные пункты (СП) и установки первичной подго¬
товки нефти (УППН). Особенности этих потоков - их подземное,
внутрипочвенное движение и дренирование, как правило, в во¬
доемы или водотоки. Такие потоки представляют повышшенную
опасность, гак как на них не действуют поверхностные факторы
разрушения (в частности, фотохимическое разложение) и, кроме
того, их не всегда легко быстро обнаружить и оконтурить, чтобы
предотвратить широкое распространение.
Потенциальными центрами формирования техногенных пото¬
ков нефтепромысла являются сборные пункты и установки пер¬
вичной подготовки нефти. Здесь происходит отделение газа,
обезвоживание нефти, разрушение водонефтяной эмульсии. Из
состава формирующихся здесь техногенных потоков практически
изымается сама нефть, которая по трубопроводам направляется
на нефтеперерабатывающие предприятия. В системах сбора и
подготовки нефти берут начало два типа техногенных потоков:
газовые и водные.
Газовые потоки формируются из природного газа, ушедшего
в воздух в результате утечек, а также продуктов его сгорания,
образующихся при сжигании неутилизированного газа. В составе
газовых потоков периодичеси появляются также продукты полного
и неполного сгорания конденсата, накапливающегося в системах
сбора нефти в результате неполного отделения газовых компонен¬
тов. В состав газовых потоков входят углеводороды, сероводо¬
род, окислы углерода, серы, азота. Среди продуктов неполного
111
сгорания тяжелых углеводородов образуются полициклические
ароматические углеводороды, в частности бензпирен.
Судьба газовых потоков зависит от состояния атмосферы: от¬
сутствие интенсивного проветривания приземных слоев атмосфе¬
ры приводит к осаждению многих компонентов газовых потоков
вместе с аэрозолями на поверхность растений, почв и водое¬
мов. Водные потоки формируются в результате сбрасывания или
утечек так называемых сточных вод: вод, отделенных от нефти
в результате обезвоживания последней. Состав сточных вод в
основном аналогичен составу вод нефтяных пластов.
Сточные воды обычно сбрасываются в специальные бассейны,
природные и искусственные резервуары, их стараются утили¬
зировать, закачивая в продуктивные пласты для поддержания
пластового давления. В любых случаях неизбежны утечки этих
вод и загрязнение ими почв, грунтовых вод, водоемов, наземных и
водных биоценозов. Утечка сточных вод и их попадание в экосис¬
темы происходит или на компрессорно-насосных станциях, или на
нагнетательных скважинах в результате аварии.
Аналогичные по составу потоки образуются в результате са~
моизлива вод на законтурных скважинах, пробуренных до про¬
дуктивных горизонтов. Водные потоки соленых сточных вод по
распространенности и масштабам являются самыми большими
на нефтепромысле, и их воздействие на экосистемы превосходит
воздействие других техногенных потоков.
5.2. Миграция и распределение нефти в почвенном
профиле
Нефть, попавшая в природные ландшафты из скважин, амбаров
или ее сборных пунктов, содержит помимо собственно нефтяно¬
го вещества попутную пластовую воду, находящуюся с нефтью
в различных соотношениях. Вследствие этого образуется комп¬
лексный загрязнитель, воздействие которого на почвы и другие
компоненты ландшафта определяется количеством, составом и
свойствами как органических, так и неорганических соединений
(Пиковский, Солнцева, 1982). Рассмотрим поведение самой нефти
в почвах разного типа.
Свойства нефти как гетерогенной системы определяют харак¬
тер ее фракционирования в почвах: частичная дифференциация
вещества по плотности, вязкости, активности взаимодействия с
почвенной массой и др. Почвы при этом играют роль хрома¬
тографической колонки, в которой происходит расслоение самого
нефтяного потока: на нефтяные компоненты, задерживающиеся
в верхних почвенных горизонтах, и минерализованные воды, ко¬
торые, будучи более тяжелыми и менее вязкими, более быстро
112
проникают в нижние горизонты. С течением времени диффе¬
ренциация вещества углубляется, в частности, при движении
нефтяных компонентов по почвенному разрезу вниз происходит
сорбция асфальтово-смолистых компонентов нефти. В нижних
горизонтах почвенного профиля уменьшается как количество, так
и молекулярный вес нефтяных компонентов.
Характер распределения нефтяных компонентов в почвах зави¬
сит от ряда факторов, основными из которых являются: морфоло¬
гические, структурные, вещественные и генетические особенности
конкретного почвенного профиля, его положение в системе геохи¬
мических сопряжений ландшафтных фаций, количество и состав
поступившей нефти, время, прошедшее с момента загрязнения.
Все это определяет пеструю картину реального распределения
нефтяных компонентов в почвенном профиле.
Основными факторами здесь выступают водно-термический
режим почв и их механический состав.
Почвы с промывным водным режимом. В песчаных подзо¬
лах лесо-таежной области Западной Сибири в трансэлювиальных
ландшафтах нефть относительно равномерно мигрирует с нисхо¬
дящими токами влаги до горизонта грунтовых вод. В вертикаль¬
ном распределении остаточной нефти в профиле почвы имеются
два четких максимума, связанных с сорбционными барьерами: в
горизонтах А1А2 и Bfe. В транссупераквальном ландшафте мак¬
симум остаточной нефти наблюдался только в горизонте А0А1. В
подзолах и дерново-подзолистых почвах лесной области Русской
равнины (Пермское Прикамье, Белорусское Полесье) максимумы
остаточной нефти также связаны с сорбционными барьерами в
гумусовом (А1) и иллювиальном (В) горизонтах. Подобная кар¬
тина миграции нефти создается и в подзолисто-буроземных почвах
горно-лесных ландшафтов Карпатской физико-географической об¬
ласти. Наиболее высокое насыщение нефтью здесь имеет место
в горизонтах А и ВС.
Почвы с водозастойным режимом. Торфяно-глеевые болот¬
ные почвы лесотундровой и лесной областей Западной Сибири
в трансэлювиальных и супераквальных ландшафтах сорбируют
основную массу нефти в торфяном горизонте (Ат). При малой
мощности торфяного слоя нефть проникает в горизонт С вплоть
до мерзлого слоя или уровня грунтовых вод. В иловато-глеевых
болотных почвах лесной области (Белорусское Полесье) нефть
накапливается и мигрирует, в основном в горизонте Сг- Иловато-
глеевая почва влажносубтропической области Малого Кавказа
(Колхидская низменность) с поверхности почти непроницаема для
нефти. Это способствует быстрому самоочищению почв с помо¬
щью поверхностного стока. Нефть, попавшая в нижний глеевый
горизонт (G), предохраняется в нем от разрушения и образует
внутрипочвенние потоки (Пиковский и др., 1985). В болотных и
8 Пиковский
113
пойменных почвах трансаккумулятивных ландшафтов происходит
максимальное накопление нефтяных компонентов.
Почвы с непромывным и резко непромывным водными режима¬
ми. Черноземные почвы лесостепной области Русской равнины
(Украина, Татария) сорбируют в мощном гумусовом горизонте
почти всю впитавшуюся нефть. В светлой серо-коричневой поч¬
ве сухих субтропиков Куринской физико-географической области
(Апшеронский п-ов) всю нефть впитывают горизонты АО и Аса.
В нижние горизонты проникают в основном водорастворимые
метаболиты нефти. В техногенно-увлажненной луговато-серо-
коричневой почве того же района при хроническом нефтяном
загрязнении миграция нефти прослежена вместе с признаками ог-
леения по всему почвенному профилю до глубины 120 см. Таким
образом, глубина проникновения нефти в глубь почвенного профи¬
ля зависит от уклона местности, особенностей состава и строения
профиля, длительности воздействия нефти на почву. Зафиксиро¬
вано проникновение нефти на глубину от 10 см до 2 м и ниже.
Первоначальный сложный рисунок распределения нефтяных
веществ в почвенном профиле зависит главным образом от ме¬
ханизма миграции нефти в почве и наличия в ней почвенно¬
геохимических барьеров. Как показали полевые наблюдения над
морфологическими особенностями загрязненных почв разного ти¬
па, для верхних горизонтов характерно в основном фронтальное
просачивание нефти, которая полностью насыщает массу этих го¬
ризонтов, не создавая существенных различий между отдельными
почвенными блоками. Концентрация нефти в подстилке и гори¬
зонте А при сплошном потоке достигает 10-20% от массы почвы.
Основным механизмом проникновения нефти в более глубокие
горизонты является гравитационное стекание по ослабленным
зонам - каналам миграции, что сопровождается насыщением не¬
фтью объемов магистральных каналов, активным всасыванием в
межпадные плоскости и диффузией в межтрещинную массу.
Вертикальное продвижение нефти вдоль почвенного профиля
создает хроматографический эффект, приводящий к дифференци¬
ации состава нефти: в верхнем гумусовом горизонте сорбиру¬
ются высокомолекулярные компоненты нефти, содержащие много
смолисто-асфальтеновых веществ и циклических соединений; в
нижние горизонты проникают в основном низкомол-екулярные со¬
единения, имеющие более высокую растворимость в воде, более
высокую диффузионную способность, чем высокомолекулярные
компоненты. Легкие углеводороды, как правило, высокотоксичны
и трудно усваиваются микроорганизмами, поэтому долго сох¬
раняются в нижних частях почвенного профиля в анаэробной
обстановке. В песчаных почвах создается сплошной фронт прод¬
вижения нефти. В тяжелых суглинках нефть проникает по трещи¬
нам, вдоль корневых систем растений, сорбируется в отдельных
114
горизонтах, определяя мозаичную, пятнистую картину загрязне¬
ния почвенного профиля. Создаются своеобразные “нефтяные
макротекстуры” почвенного профиля: равномерная, трещинно¬
корневая, селективно-насыщенная и др.
Определенной защитой от проникновения основной массы не¬
фти в самые нижние части почвенного профиля и в горизон¬
ты грунтовых вод в суглинистых почвах являются сорбционные
барьеры, которыми являются органогенные горизонты в верхах
профиля и верхняя часть горизонта В в средней части профиля.
Каналы миграции часто заканчиваются в иллювиальной части
почвенного профиля, в котором создается горизонт повышенной
битуминозности. В этом горизонте сорбируется основная часть
асфальтово-смолистых компонентов, прошедших верхний сорбци¬
онный барьер.
5.3. Поведение нефти в почвах разных групп
ландшафтно-геохимических районов
М.А. Глазовская выделила шесть групп ландшафтно-геохими¬
ческих районов (ЛГР), в пределах которых на территории России
и сопредельных государств производится нефтедобыча (Глазовс¬
кая и др., 1983, Глазовская, 1988): 1) мерзлотно-тундрово-таежные;
2) таежно-лесные; 3) лесостепные и степные; 4) полупустынные и
пустынные, 5) горные; 6) влажно-субтропические.
В этих районах на почвах-моделях проведены наблюдения за
вертикальным распределением нефти, разлитой на поверхности
почвы (Пиковский, 1981; Пиковский, Солнцева, 1981; Особеннос¬
ти деградации, 1982; Наблюдения за самоочищением .., 1982;
Геохимическое и экологическое изучение .., 1985).
Группа мерзлотно-тундрово-таежных ландшафтно-геохи-
мических районов. Эти районы приурочены к зоне распрост¬
ранения вечной мерзлоты, захватывая арктическую, типичную и
южную тундру, лесотундру и редколесье Западной, Средней и
Восточной Сибири. Добыча нефти и газа в этих районах ве¬
дется в основном на территории Западной Сибири (п-ов Ямал,
низовья рек Надым, Пур, Таз), а также на Русской равнине в
бассейне Печоры. Ведущие геохимические процессы в этих райо¬
нах обязаны наличию вечномерзлых почв, грунтов, ископаемых
льдов, длительному замерзанию водоемов, широкому распрост¬
ранению болот и заболоченных территорий, с одной стороны, и
расчлененных высоких равнин и плато с интенсивным развитием
десерпционных процессов с другой.
Характер проникновения нефти в тундровые глеевые почвы
изучался в зоне лесотундры в районе г. Лобытнанги на опыт¬
ной площадке, заложенной в трансэлювиальном геохимическом
115
ландшафте. Почвенный разрез на этой площадке характеризо¬
вался ярко выраженными тиксотропными свойствами. Нефть впи¬
тывалась моховой растительностью. Проникновение ее внутрь
наблюдалось до зоны оттаивания. Глубже она, по-видимому,
латерально распространяется над этой зоной, подвергаясь очень
медленной трансформации.
Иллювиально-гумусовые и болотные почвы лесотундры от¬
личаются большим разнообразием распределения нефти и неф¬
тепродуктов в почвенном профиле. Эти типы почв изучались
на территории Уренгойского газоконденсатного месторождения в
междуречье Надыма и Пура. Углеводородные потоки на место¬
рождении связаны с разливами нефтепродуктов, буровой жидкос¬
ти, выпадением несгоревшего конденсата из атмосферы.
Иллювиально-гумусовые и иллювиально-железисто-гумусо-
вые подзолы развиты в трансэлювиальных и трансэлювиально-
супераквальных ландшафтах на дренированных песках и супесях.
Такие почвы обладают хорошей водопроницаемостью и аэри-
руемостью, кислой реакцией, относительно глубокозалегающим
мерзлым горизонтом. Все это создает, с одной стороны, усло¬
вия для проникновения углеводородов в глубь профиля до уровня
грунтовых вод, а с другой - увеличивает скорость трансформа¬
ции нефти.
В пределах промыслов естественные верхние горизонты по¬
чв часто отсутствуют и на горизонтах А1 или В сформированы
техногенные наносы (Ат), которые содержат максимальные ко¬
личества нефтепродуктов. Вторым уровнем накопления нефти и
нефтепродуктов является горизонт С на уровне грунтовых вод.
Загрязнение этого горизонта происходит как путем вертикальной
миграции сверху, так и путем сорбции загрязняющих веществ из
латеральных водных потоков.
В транссупераквальных ландшафтах наиболее высокие концен¬
трации загрязняющих веществ фиксируются в верхних, гумусовых
почвенных горизонта^. В болотных тундровых торфяно-глеевых
песчаниках и легкосуглинистых почвах нефть и нефтепродукты
накапливаются в торфяном горизонте, являющемся хорошим сор¬
бентом. В глеевых горизонтах и почвообразующей породе ко¬
личество нефтепродуктов ниже по сравнению с торфяным на
один-два числовых порядка.
Таким образом, миграция нефти в почвах мерзлотно-тундрово-
таежных районах контролируется следующими факторами: 1) по¬
ложением и характером оттаивания мерзлого слоя; 2) глеевым
режимам почв; 3) тиксотропными явлениями; 4) положением учас¬
тка загрязнения в ландшафтно-геохимическом профиле.
Контролируют распределение нефти в почвенном профиле
сорбционный (торфяной и гумусовый горизонты) и мерзлотный,
физико-геохимические барьеры, затрудняющие проникновение не¬
116
фти в более глубокие горизонты. На мерзлотном барьере меняется
направление миграции с вертикальной на латеральную.
Группа таежно-лесных ландшафт но- геохимических райо¬
нов. Группа таежно-лесных районов объединяет районы таежно¬
лесной и лесной зоны, лежащие вне пределов распространения
вечной мерзлоты. Широкое распространение болот на низменных
равнинах обусловливают аккумуляцию нефтепродуктов на восста¬
новительных барьерах, формирование сероводородных барьеров.
Для районов, принадлежащих к этой группе, характерны отно¬
сительно медленная минерализация нефтепродуктов в почвах и в
водоемах, осаждение и накопление на седиментационных барье¬
рах. Достаточное атмосферное увлажнение, промывной режим в
дренированных почвах обусловливают выщелачивание воднорас¬
творимых органических и минеральных загрязняющих веществ
и их дальнейшую миграцию с грунтовыми и поверхностными
водами, разбавление и рассеяние. Здесь возможно временное
засоление и заболачивание почв.
Таежно-лесные районы характеризуются большим разнооб¬
разием почвенно-геохимических условий. Наиболее широкому
воздействию техногенных потоков нефти подвергаются подзолы,
болотно-подзолистые и торфяные болотные почвы Западной Си¬
бири, дерново-подзолистые почвы Приуралья и Белоруссии. На
этих типах почв изучалась миграция нефти в таежно-лесных
районах.
В иллювиально-гумусовых подзолах Средней тайги (Среднее
Приобье), развитых на аллювиальных песках, нефть фронталь¬
но проникает в глубь почвенного профиля до уровня грунтовых
вод. Отмечено два максимума накопления нефти: верхний гуму¬
совый горизонт и иллювиальный В1. В автономных ландшафтно¬
геохимических позициях происходит интенсивное вымывание неф¬
ти водными потоками и ее вторичное накопление в трансаккуму¬
лятивных ландшафтах. Такое накопление может быть большим,
превышающим фон на пять-шеть порядков, что служит источ¬
ником вторичного загрязнения подземных и поверхностных вод
территории.
В супераквальных позициях в поймах рек, где развиты пере-
гнойно-глееватые почвы, общий характер накопления нефти тот
же, что и в подзолах: максимумы накопления приходятся на гуму¬
совые горизонты и иллювиальные горизонты. Но в связи с высо¬
ким уровнем грунтовых вод большая часть нефти концентрируется
в верхних горизонтах (до 12 см) - черном рыхлом, представляю¬
щим собой опад, перемешанный с мелкоземом АО, и темно-сером
с сизым оттенком, влажном, рыхлом, тяжелосуглинистом. Содер¬
жание нефти на пути потоков, несмотря на вымывание в периоды
паводков, может достигать десятков процентов.
Торфяные болотные почвы (верховые и низменные) обладают
большой сорбционной емкостью. Поэтому в таких почвах не¬
8*
117
фть практически впитывается торфом, а если количество нефти
превышает сорбционную емкость почвы, то в гидроморфных лан¬
дшафтах происходит ее поверхностный сток вместе с водой. Вер¬
тикальную миграцию углеводородов в торфяных болотных почвах
проследить не удается. Миграция нефти в дерново-подзолистых
и болотных иловато-глеевых почвах южно-таежной зоны была
прослежена на ключевых участках в Пермском Прикамье и Бе¬
лорусском Полесье.
Наблюдение за почвами-моделями в Пермском Прикамье по¬
зволило установить следующие особенности миграции нефти в
почвах (табл. 28, 29).
Таблица 28
Распределение битумоидов в почвенном профиле
на пути кратковременного нефтяного потока
Г оризонт
Г лубина,
см
Содержпние
углерода,
% от массы
почвы
Содержание битумси-
да, % от массы почвы
Г руппа
биту¬
моидов
ГБ
ХБ
Разрез 8203 (пологий склон)
А1
0-1
2,0
0,5
0,3
нефтяной
А1А2
1-29
1,75
0,16
0.5
то же
А2В
29-44
0,06
0,02
0,01
смешанный
В1
44-79
0,05
0,01
0,004
почвенный
В2
79-130
0,05
0,01
0,005
то же
ВЗ
130-200
0,05
0,025
0,025
смешанный
ВС
200- 250
не опр
0,1
0,25
то же
Разрез 8204 (крутой склон)
Атг
1-3
10,0
1,4
0,18
нефтяной
А1
3-12
3,65
2,0
0,20
то же
А1А2
12-19
0,4
0,01
0,01
смешанный
А1А2
19-35
0,03
<0,01
<0,01
почвенный
А2В1
35-51
0,18
<0,01
<0,01
то же
А2В1
51-73
0,23
<0,01
<0,01
то же
В2
73-97
-
<0,01
<0,01
то же
ВЗ
97-113
-
<0,01
<0,01
то же
В4
113-152
--
<0,01
<0,01
то же
ВС
152
не опр
<0,01
<0,01
то же
В 1 ране плювиальных ландшафтах в дерново-подзолистых поч¬
ках при кратковременных потоках нефти на пологом склоне явное
загрязнение почв нефтяными битумоидами происходит до глу¬
бины 30 см (горизонт А1), далее в горизонте А2В (44 см) оно
значительно снижается В самых нижних горизонтах профиля
118
Таблица 29
Распределение битумоидов в почвенном профиле на участке
нефтяного потока при очень слабом наклоне поверхности
(длительность потока несколько недель) (разрез 0138)
Гори¬
зонт
Г лубина,
см
Содер¬
жание
угле¬
рода,
% от
массы
Содержание битумоида,
% от массы
Г руппа
биту¬
моидов
гекса-
новый
биту¬
моид
хлоро¬
формный
биту¬
моид
спирто-
х лоро¬
форм¬
ный
А
G-6
не опр.
1,6
0,16
2,1
нефтяной
А1А2
6-12
4,5
0,41
0,04
0,02
то же
А2
13-20
0,28
0,41
0,01
0,005
то же
А2В
20-41
1,81
0,3
0,03
0,003
то же
В1
41-51
1,0
0,5
0,01
0,05
то же
В2
51-67
1,0
0,5
0,005
0,01
то же
ВЗ
67-75
не опр.
0,001
0,002
0,001
то же
В4
75-100
0,57
0,01
0,25
0,25
смешанный
С
130-150
0,17
0,05
0,03
0,025
то же
(ВС) на глубине 200-250 см содержание битумоидов вновь значи¬
тельно увеличивается, но по составу битумоид принадлежит уже
“смешанной” группе. На крутой части склона нефтяные битумо-
иды прослежены в почвах до глубины 12 см. Ниже встречаются
только фоновые содержания.
В табл. 29 показано распределение битумоидов в почвах транс¬
элювиального ландшафта при воздействии длительно существу¬
ющего нефтяного потока вблизи аварийной скважины на очень
пологом склоне. Нефть, стекающая по поверхности почвы, посте¬
пенно просачивается вглубь. В этих условиях загрязняется весь
почвенный профиль вплоть до горизонта С1, но его загрязнение
происходит неравномерно. В профиле наблюдаются два гори¬
зонта максимальной концентрации нефтяных битумоидов: самый
верхний органогенный горизонт почвы Ад и пограничная зона
между горизонтами А и В (А2В и В1), являющаяся, по-видимому,
сорбционным барьером. В более низкие части горизонта В неф¬
тяные компоненты проникают незначительно.
При гравитационно-капиллярном движении по почвенному про¬
филю происходит постепенная сорбция почвенными частицами
высокомолекулярных, в первую очередь смолистых, компонен¬
тов нефти. Наблюдается постепенное снижение молекулярной
массы битуминозных веществ, происходит их своеобразное “об¬
легчение”. В дерново-среднеподзолистых почвах Белорусского
Полесья, развитых на песках и легких суглинках в районе Речиц-
кого и Дубровского нефтяных месторождений, характер миграции
нефти также контролируется гумусовым и иллювиальным сор б*
119
ци о иными барьерами: в почвах, подвергавшихся с поверхности
нефтяному загрязнению, максимальное количество нефтяных би¬
тумоидов задерживается в верхних гумусовых горизонтах (АО и
А1) и горизонте А2 Такая особенность распределения битумо¬
идов проявляется как в трансэлювиальных, так и в элювиально-
супераквальных ландшафтах.
Миграция нефти в болотных иловато-глеевых почвах того
района при отсутствии торфа дает максимум накопления неф¬
тяных битумоидов в глеевом горизоне G1 на глубине 40-60 см.
Группа лесостепных и степных ландшафтно-геохимичес¬
ких районов. Эти районы объединяют территории, расположен¬
ные в степной зоне европейской и азиатской части России и
сопредельных государств с почвами черноземного типа, на боль¬
шей части распаханными. В отличие от предыдущих здесь ха¬
рактерны непромывной режим почв, превышающие испаряемости
над количеством выпадающих осадков, более высокий радиацион¬
ный баланс. Последнее обусловливает более быстрое разложение
нефтепродуктов в почвах и на поверхности водоемов, а также испа¬
рение с них летучих фракций. Не исключено накопление тяжелых
устойчивых фракций в донных отложениях озер, водохранилищ,
в почвах речных пойм. Усиливается вследствие испарительной
концентрации растворов опасность засоления нефтяными вода¬
ми почв депрессий и замкнутых водоемов; при рассолении почв
дренированных территорий вероятно устойчивое осолонцевание и
понижение их плодородия Механические нарушения поверхности,
особенно в условиях расчлененного рельефа, создают опасность
плоскостной и овражной эрозии и дефляции почв.
Техногенные нефтяные потоки в лесостепных и степных ланд-
шафтно-геохимических районах более всего загрязняют чернозем¬
ные почвы. В нефтедобывающих районах Татарии это в основном
выщелоченные и оподзоленные черноземы, а Украины - типичные
и обыкновенные черноземы. Характерной чертой черноземов, оп¬
ределяющей распределение нефтяного потока, является наличие
мощного гумусового горизонта (до 100-120 см), поглощающего
практически всю нефть, мигрирующую с поверхности. Типичный
пример распределения нефти в профиле оподзоленных черноземов
Татарии приведен в табл. 30. Основная масса нефти сорбируется
в верхних 30 см горизонта А, хотя следы миграции прослеживают¬
ся на глубину более 1 м. Такое распределение нефти характерно
для черноземных почв различных районов степной и лесостепной
зоны. Оно оказывает большое негативное влияние на плодородие
черноземов, так как нефть резко изменяет свойства пахотного
горизонта,
Группа полупустынных, пустынных и сухо-субтропичес¬
ких ландшафтно-геохимических районов. Группу полупустын¬
ных, пустынных и сухосубтропических районов объединяют суба-
ридные и аридные регионы с существенным превышением испаря-
120
Таблица 30
Распределение нефти в профиле оподзоленной
черноземной почвы (гумусовый горизонт), Татария
Контрольная почва
Загрязненная почва
через 3 дня после
загрязнения
через 3 месяца пос¬
ле загрязнения
глубина,
нефть,
глубина,
нефть,
глубина,
нефть,
см
г/кг
см
г/кг
см
г/кг
0-2
0,5
0-2
400,0
0-2
210,0
2-10
0,4
2-10
110,0
2-10
40,0
10-20
0,35
10-20
5,3
10-20
6,8
20-30
0,15
20-30
1,15
20-30
1,4
30-40
0,21
35-45
1,4
30-40
2,2
40-50
0,22
50-60
2,2
45-55
1,1
65-75
0,06
—
—
70-80
0,5
95-105
0,06
—
—
90-100
0,5
130-140
0,07
—
—
115-125
0,13
150-160
0,07
—
—
—
—
емости над осадками, с ограниченным или полностью отсутствую¬
щим местным поверхностным стоком, но с высоким радиационным
балансом. Разреженный растительный покров и его легкая рани¬
мость при механических воздействиях обусловливают интенсив¬
ную дефляцию почв с образованием на песчаных массивах техно¬
генных эоловых форм рельефа. Повышение температуры теплого
периода и высокая доза ультрафиолетовой радиации обусловли¬
вают интенсивное разложение нефтепродуктов в супераквальных
почвах и на поверхности водоемов; последнее не исключает осаж¬
дение тяжелых фракций на дно водоемов. В районах этой группы
наблюдается интенсивное засоление почв нефтяными и промыс¬
ловыми водами с образованием вторичных устойчивых в данных
условиях солончаков, отакыривания и гудронизации почв при
загрязнении тяжелыми, обогащенными парафином нефтями. В
водоемах и гидроморфных почвах при загрязнении сернистыми
нефтями возможно образование сероводородных барьеров.
Нефтедобыча в полупустынных, пустынных и сухосубтропичес¬
ких районах ведется в Средней Азии, Прикаспии, на юго-западном
Кавказе. В качестве модели для изучения распределения нефти
в почвах этой группы районов был выбран Апшеронский п-ов, на
территории которого расположены наиболее старые в нашей стра¬
не нефтепромыслы. Изучалась миграция в почвах Бинагадинской
нефти, содержащей мало легких фракций (табл 31).
Проникновение нефти в глубь почвенного профиля происходит
как фронтально, так и по трещинам усыхания. Почти вся масса
нефти задержалась в верхних 13 см разреза'(горизонты А0са и Аса)-
В горизонте АВса (13-23 см) содержание нефти было ниже на два
121
Таблица 31
РаспъеЪеленъе нефти в светлой серо-коричневой
почве Апшеронского полуострова
Г енети-
Содержание битумоидов, %
Г лубина,
ческий
контрольная почва
загрязненная почва
отбора, м
гори¬
гексано-
хлоро¬
гексано-
хлоро¬
зонт
вый
формный
вый
формный
битумоид
битумоид
битумоид
битумоид
Через 3 месяца после разлива
0-3
АОса
0,003
0,02
5,0
0,5
3-13
Аса
0,001
0,01
4,1
0,4
13-23
АВса
0,002
0,001
0,01
0,08
23-48
Вса
0,001
0,008
0,03
0,01
Через 1 год после разлива
0-3
АОса
0,003
0,02
2,8
2,04
3-13
АСа
0,003
0,04
1,8
1,37
13-23
АВса
0,001
0,01
0,01
од
23-48
Вса
0,003
0,02
0,01
од
48-70
ВСса
0,001
0,01
0,01
од
порядка. В дальнейшем в нижние части профиля почвы проникают
только водорастворимые продукты трансформации нефти.
Иной характер миграции той же нефти наблюдался в лугово¬
серо-коричневой почве Апшеронского п-ва, сформировавшейся в
условиях лучшего увлажнения. Загрязненный почвенный профиль
отличается по морфологическому строению от профиля незагряз¬
ненной почвы следующими признаками.
1. По всей вскрытой почвенной толще (до горизонта Сса на
глубине 85-120 см) распространены расплывчатые темно-серые
или черноватые пятна нефти или продуктов ее разложения (гуми-
нокеритов) с различной интенсивностью пропитки минеральной
части органическим веществом.
2. В переходном АВса горизонте (10-30 см) наблюдается
отчетливо выраженная ореховая структура, что, по-видимому,
обусловлено влиянием органических веществ, имеющихся здесь
в повышенном количестве. С увеличением глубины структура
быстро теряет форму и прочность.
3. Повышенной влажностью нижних горизонтов (Вса и ВСса)
почвенного профиля и наличием в них непрочной мучнистой бе¬
логлазки и отчетливо выраженных признаков оглеения таких, как
сизые и ржавые пятна неправильной формы, черные точечные
образования (по-видимому, марганцовистые примазки).
Группа влажно-субтропических ландшафтно-геохимичес¬
ких районов. Для влажно-субтропических районов характерны
интенсивная минерализация органических загрязняющих веществ,
122
интенсивное выщелачивание из почв и рассеяние растворимых
органических и минеральных веществ. Вторичное накопление
нефтепродуктов здесь возможно в области низменных приморс¬
ких дельт.
Особенности миграции нефти в почвенном профиле во влажно¬
субтропических районах изучались на примере аллювиально¬
луговых глеевых почв, развитых на обширных пространствах
приморских равнин и долинах крупных рек. Исследование про¬
водилось в р-не г. Вани (Колхидская низменность) на участках
нефтяных потоков, образовавшихся в результате порыва нефте¬
провода. Почвенный профиль имеет следующее строение.
0-10 см; Апах Коричневато-бурый, сухой с поверхности,
внизу постепенно увлажняющийся;
10-50 см; А1 Буровато-серый и буровато-коричневый тя¬
желосуглинистый, слегка влажный, комкова-
то-глыбистый, трещиноватый, с густой кор¬
ковой системой, с редкими включениями мар¬
ганца;
50-150 см; В^-ВС^ Буровато-коричневый, переходящий внизу в
буровато-серый, влажный, пластичный, тя¬
желого иловато-глинистого состава, с сизы¬
ми и охристо-ржавыми пятнами с железисты¬
ми и марганцевыми включениями.
Верхняя часть почвенного профиля практически непроницаема
для нефти. Последняя проникает на глубину обрабатываемого
слоя почвы и практически вся смывается в водотоки поверхност¬
ными водными потоками, образующимися во время дождей.
Миграционные потоки нефти в этом типе почв образуются
при ее попадании в глеевый горизонт на глубине свыше 50 см.
Такое проникновение может произойти при захоронении нефти в
глубоких амбарах или при вертикальном отекании по трещинам,
секущим горизонт А1 на полную мощность. При этом латераль¬
ный внутрипочвенный поток двигается вдоль зеркала грунтовых
вод. Верхняя граница потока фиксируется на подошве плотного
верхнего горизонта, а содержание нефти в глеевом горизонте на
два-три порядка превышает содержание битуминозных веществ в
верхнем горизонте (табл. 32).
Глеевый режим способствует предохранению нефти от окис¬
ления и длительному существованию патока. Разгрузка нефти
происходит в местах разгрузки грунтовых вод в дренажные ка¬
налы или русла рек.
Группа горных ландшафтно-геохимических районов. Груп-
па горных районов объединяет горные территории, где главными
процессами являются механическая и активная водная мигра¬
ция загрязняющих веществ на фоне разнообразных ландшафтно-
геохимических обстановок. В качестве моделей миграции нефти
в почвах горных районов были изучены подзолисто-буроземные
Таблица 32
Содержание нефти в аллювиально-луговой
почве влажных субтропиков (Аджария)
Глубина, см
Горизонт
Содержание нефти, г/кг
0-10
А
0,03
10-30
А1
0,05
30-40
то же
0,05
40-50
Bg-BCg
0,05
50-60
то же
10,0
60-75
то же
20,0
75-100
то же
25,0
100-120
CDg
высачивание нефти с водой
лесные почвы предгорных Карпат на территории Бориславского
нефтяного месторождения.
Распределение нефтяных битуминозных веществ в почвах, на¬
ходящихся в разных позициях ландшафтно-геохимического про¬
филя* элювиальном, трансэлювиальном и трансаккумулятивном
ландшафтах, показано в табл. 33.
Большая крутизна склонов предгорных и горных территорий
определяет резкую дифференциацию в миграции потоков нефти
по почвенному профилю в различных элементарных ландшафтах
В элювиальных и трансэлювиальных ландшафтах потоки нефти
существенно загрязняют только верхний гумусовый горизонт. В
трансаккумулятивных ландшафтах движение нефтяных потоков
резко замедляется, нефть мигрирует вертикально по почвенному
слою до почвообразующих пород. Загрязнение нижних частей
почвенного профиля происходит также за счет внутрипочвенных
потоков нефти и потоков загрязненных грунтовых вод.
Горные ландшафтно-геохимические районы характеризуются
активными современными тектоническими движениями. Эти дви¬
жения в нефтегазоносных районах инициирую! восходящие потоки
углеводородов по разломам и другим каналам миграции, что при¬
водит к увеличению содержания в почвообразующих породах и
нижних частях почвенного профиля жидких и газообразных угле¬
водородов до величин, сопоставимых с техногенным загрязнением
Техногенные потоки углеводородов образуются в ходе до¬
бычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья.
Они играют существенную роль в антропогенном изменении ес¬
тественных круговоротов вещества. Различаются управляемые
техногенные потоки, связанные с технической транспортировкой
углеводородов, и неуправляемые потоки, поступающие из про¬
изводственной сферы в окружающую среду. Особенно сильно
воздействуют на ландшафт локализованные потоки, вызванные
разливами нефти и нефтепродуктов
124
Таблица 33
Распределение битуминозных веществ в под золисто‘бур о земных
лесных почвах ландшафтно-геохимического
профиля в зоне углеводородных потоков
Элементарный
ландшафт
Раз-
реэ
Г ори-
зонт
Г лу-
бина,
см
С общ»
%
Хлоро¬
формный
битумоид,
%
Г ексано-
вый би¬
тумоид,
%
Элювиальный
А-1
АО
0-5
—
0,12
0,05
А1А2
5-15(22)
3,34
0,006
0,004
В
15(22)-
35(40)
2,44
0,007
н./обн.
ВС
35(40)-
60
1,18
0,003
”
Трансэлю¬
А-2
А0А1
0-10
3,74
0,01
0,006
виальный
В
10-52
1,07
0,007
—
ВС
52-85
0,51
0,007
—
Транс акку¬
А-3
А0А1
0-8
1,96
0,04
н./обн.
мулятивный
А1В
8-52
0,86
0,03
”
Bg
52-140
0,33
0,05
”
BCg
140-170
0,33
0,08
”
Трансакку¬
А-4
А0А1
0-10
3,7
0,46
0,06
мулятивный
AI
10-25
3,98
1,6
од
В
25-50
1,13
2,0
0,6
ВС
50-63
4,6
2,0
0,6
С
63-100
2,18
1,2
0,35
Характер миграции нефти в различных геохимических лан¬
дшафтах зависит от многих факторов, что определяет много¬
образие реального распределения нефтяных компонентов в поч¬
венном профиле. Основными факторами, контролирующими это
распределение, выступают водно-термический режим почв и их
механический состав. В почвенном профиле происходит хрома¬
тографическое разделение нефти и ее накопление на сорбционных
барьерах. По характеру распределения различаются почвы с про¬
мывным водным режимом, водозастойным режимом, непромывным
и резко непромывным водными режимами.
Воздействие нефтяных потоков на ландшафт выражется в изме¬
нении структуры и водно-воздушного режима почв, снижении их
плодородия, ухудшении жизнедеятельности наземных и водных ор¬
ганизмов, привносе в среду сопутствующих токсических веществ.
ГЛАВА 6.
ПОСЛЕДСТВИЯ НЕФТЯНОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ И
ВОССТАНОВЛЕНИЕ ПОЧВ
6.1. Влияние нефти и ее компонентов на
окружающую среду
Особенности состава нефти. Нефть существенно отличается
от других загрязнителей по характеру воздействия на природные
системы. Основные ее особенности состоят в следующем.
Нефть не обладает строго определенным химическим составом
Это понятие включает в себя множество разновидностей смолис¬
то-углеводородных систем, свойства которых могут существенно
отличаться друг от друга
Химическая токсичность нефти (точнее ее представителей) по
отношению к биологическим объектам не всегда очевидна. Из¬
вестно, что небольшие количества нефти в ряде случаев даже
оказывают стимулирующее действие на рост растений. Сущест¬
вуют лечебные нефти (например, Нафталанская). Нефть является
питательной средой для ряда групп микроорганизмов. Она легче
многих других токсичных веществ разлагается, поставляя в почву
дополнительные порции органических соединений.
С другой стороны, приходится наблюдать многие отрицатель¬
ные стороны нефти как вещества при ее попадании в экосистемы.
На загрязненных почвах гибнут растения, вода при попадании
в нее нефти делается непригодной для жизни и хозяйственного
использования, живые организмы, обитающие в загрязненной во¬
де или выращенные на загрязненных почвах, теряют пищевые
качества. Некоторые нефти обладают четко выраженным бласто-
могенным (а иногда и канцерогенным) действием.
Приведенные выше противоречивые особенности нефти связа¬
ны с различиями в составе нефтей и с их количеством, попадаю¬
щим в экосистемы, а также со скоростью разложения и рассеяния.
Особенностью нефти как загрязнителя природной среды является
постоянное наличие спутников, без которых нефть в природе не
существует. Это минерализованные пластовые и сточные воды и
рассолы, соли щелочных металлов, сероводород и другие сернис¬
тые соединения, углеводородные газы, полициклические углево¬
дороды, тяжелые и радиоактивные металлы и др Разнообразие
сочетаний типов нефти и почвенно-биоклиматических условий, в
которых происходит их взаимодействие с природными системами,
делает актуальными поиски механизмов такого взаимодействия,
общих подходов к оценке состояния ландшафтов, загрязненных
углеводородами.
Основные характеристики состава нефти, определяющие ее
влияние на почвы и живые организмы, и особенности трансфор¬
126
мации в биосфере, зависят от содержания. 1) легкой фракции
(НК-200°С); 2) циклических углеводородов; 3) твердых парафи¬
нов; 4) смол и асфальтенов; 5) серы.
Легкая фракция, куда входят наиболее простые по строению
и низкомолекулярные метановые (алканы), нафтеновые (циклопа¬
рафиновые) и ароматические углеводороды,- наиболее подвижная
часть нефти. Большую часть легкой фракции составляют метано¬
вые углеводороды (алканы) с числом углеродных атомов С5-С11
(пентан, гексан, гептан, октан, нонан, декан, ундекан). Нор¬
мальные (неразветвленные) алканы составляют в этой фракции
50-70%.
Метановые углеводороды - сильнейшие наркотики. Они ока¬
зывают сильное токсическое действие на живые организмы, нахо¬
дясь в почвах, водной или воздушной средах. Особенно быстро
действуют нормальные алканы с короткой углеродной цепью,
содержащиеся в основном в легких фракциях нефти. Эти угле¬
водороды лучше растворимы в воде, легко проникают в клетки
организмов через мембраны, дезорганизуют цитоплазменные мем¬
браны организма. Большинством микроорганизмов нормальные
алканы, содержащие в цепочке менее девяти атомов углерода, не
ассимиллируются, хотя и могут быть окислены. Токсичность
нормальных алканов ослабляется в присутствии нетоксичного уг¬
леводорода, который уменьшает общую растворимость алканов.
Например, токсичность п-октана, n-декана, п-додекана ослабе¬
вает в присутствии изопреноида пристана, токсичность декана
ослабляется в присутствии n-тетрадекана. Вместе с тем из-за
летучести и более высокой растворимости низкомолекулярных
нормальных алканов их действие обычно не бывает долговремен¬
ным. Бели их концентрация не была летальной для организма,
то со временем нормальная жизнедеятельность организма восста¬
навливается (при отсутствии других токсинов). В соленой воде
нормальные алканы с короткими цепями растворяются лучше, чем
в пресной, и, следовательно, сильнее действуют на содержащиеся
в воде организмы (Краснощекова, Губергриц, 1973) Усилива¬
ют токсическое действие нормальных алканов и сопутствующие
нефти соленые воды.
Содержание твердых метановых углеводородов (парафина) в
нефти (от очень малых величин до 15-20%) - важная характе¬
ристика при изучении нефтяных разливов на почвах Твердый
парафин не токсичен для живых организмов, но благодаря высо¬
ким температурам застывания (+18°С и выше) и растворимости
в нефти (+40°С) в условиях земной поверхности он переходит
в твердое состояние, лишая нефть подвижности. Твердые па¬
рафины, выделенные из нефти и очищенные от нее, с успехом
используются в медицине.
К циклическим углеводородам в составе нефти относятся наф¬
теновые (циклоалканы) и ароматические углеводороды (арены).
127
Общее содержание нафтеновых углеводородов в нефти изменя¬
ется от 35 до 60%, в некоторых случаях составляя меньше или
больше приведенных крайних значений.
О токсичности нафтенов сведений почти не имеется. Вместе
с тем, имеются данные о нафтеновых углеводородах как стимули¬
рующих веществах при действии на живой организм. Примером
может служить лечебная нефть Нафталанского месторождения в
Азербайджане. Биологически активным фактором Нафталанской
нефти служат полициклические нафтеновые структуры: очищен¬
ная от ароматических и смолистых соединений почти бесцветная
нефть, содержащая только нафтеновые углеводороды, обладает
наиболее активным бальнеологическим действием (Караев и др.,
1959; Гулиева, 1981).
Содержание ароматических углеводородов в нефти изменяется
от 5 до 55%, чаще всего от 20 до 40%. Основную массу ароматичес¬
ких структур составляют моноядерные углеводороды - гомологи
бензола. Полициклические ароматические углеводороды (ПАУ),
т.е. углеводороды, состоящие из двух и более ароматических ко¬
лец, содержатся в нефти в количестве от 1 до 4%. Так же, как
и в нафтенах, в этих молекулах вместо атома водорода в одном
или нескольких радикалах присоединена алкановая цепочка, что
позволяет рассматривать эти молекулы как замещенные гомологи
соответствующих голоядерных углеводородов. В нефти большим
распространением пользуются гомологи нафталина (два кольца),
всегда имеются также гомологи фенантренов, бензфлуоренов, хри-
зенов, пирена, 3,4-бензпирена и др. Незамещенные (голоядерные)
ароматические углеводороды в сырой нефти встречаются редко
и в незначительных количествах.
Среди голоядерных полициклических ароматических углеводо¬
родов большое внимание обычно уделяется 3,4-бензпирену (БП),
как наиболее распространенному представителю канцерогенных
веществ. Данные о содержании БП в нефти не всегда однознач¬
ны. В сырой нефти, не подвергавшейся значительному терми¬
ческому воздействию, БП обнаруживается редко. Вместе с тем
количество его резко возрастает в продуктах переработки нефти
(Бруевич, 1980).
Ароматические углеводороды - наиболее токсичные компо¬
ненты нефти. В концентрации всего 1% в воде они убивают
все водные растения (Currier, Peoples, 1954), нефть, содержащая
38% ароматических углеводородов, значительно угнетает рост
высших растений (Cuicle, Blanchet, 1958). Показано, что с уве¬
личением ароматичности нефтей увеличивается их гербицидная
активность. Моноядерные углеводороды - бензол и его гомологи -
оказывают более быстрое токсическое воздействие на организмы,
чем полициклические углеводороды. ПАУ медленнее проникают
через мембраны, они действуют более длительное время, являясь
хроническими токсинами.
128
Смолы представляют собой вязкие мазеподобные вещества, в
них содержится больше водорода и меньше углерода, чем в асфаль-
тенах Асфальтены представляют собой продукты конденсации
2-3 молекул смол Это твердые вещества, не растворимые в низко¬
молекулярных углеводородах Молекулярные веса смол 500-1200,
асфальтенов - 1200-3000 (Сергиенко и др., 1979).
Смолы и асфальтены содержат основную часть мкроэлементов
нефти, в том числе почти все металлы. Общее содержание
микроэлементов в нефти - сотые и десятые доли процента
С экологических позиций микроэлементы нефти можно разде¬
лить на две группы: нетоксичные и токсичные.
К нетоксичным и малотоксичныч микроэлементам нефти от¬
носятся кремний, железо, алюминий, марганец, кальций, магний,
фосфор, составляющие большую часть золы нефти. Другие мик¬
роэлементы - V, Ni, Со, Pb, Си, U, As, Hg, Мо и др.- в случае
повышенных концентраций могут оказывать токсическое воздей¬
ствие на биоценоз.
Наиболее распространенные среди токсичных металлов, кон¬
центрирующиеся в смолах и асфальтенах, это V и Ni. Оба
металла входят в состав порфириновых комплексов, связанных
со смолистоасфальтеновой частью нефти. Содержание ванадия
может достигать 40% на золу (0,04 о на нефть), никеля - 16% на
золу (0,01% на нефть).
Из различных соединений серы в нефти наиболее часто об¬
наруживают сероводород, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды,
тиофены, тиофаны, свободную серу.
Сера содержится в нефти в количестве от следов до 5-6%
К малосернистой нефти относится нефть, содержащая серу в
количестве менее 0,5%, к дернистой - 0,5-2,0%, к высокосернистой -
более 2,0%.
Сернистые соединения оказывают то или иное вредное влияние
на живые организмы. Особенно сильным токсическим действием
обладают сероводород и меркаптаны. Сероводород присутствует
в растворенном в нефти или воде состоянии, в попутных газах,
может образовываться при загрязнении сернистыми нефтями во¬
доемов и почв с избыточным увлажнением (оглеенных, болотных,
луговых). Сероводород - это сильный нервный яд, вызывающий
отравление и летальный исход у животных и человека при высоких
концентрациях в воздухе (1 мг/л). Предельная допустимая кон¬
центрация H2S в воздухе в присутствии углеводородов - 3 мг/м3.
Вместе с нефтью и углеводородным газом из недр извлека¬
ются сопутствующие им другие вещества, нередко оказывающие
на природную среду более сильное негативное воздействие, чем
сами углеводороды. К ним относятся в первую очередь соленые
пластовые воды хлоридного состава с минерализацией 10-50 или
выше 100 г/л. Разливы таких вод приводят к засолению почв,
пресных поверхностных и грунтовых вод. В окружающую среду
9 Пиковский
129
при этом попадают в значительных количествах бром, йод, бор,
стронций и другие неспецифические для почв вещества.
В составе природных газов в определенных геологических ус¬
ловиях присутствуют сероводород (до 20-30% по объему) и ртуть
(от 1 до 1000 мкг/м3). Очевидно, что аварийные ситуации на таких
месторождениях могут иметь катастрофические последствия.
На промыслах, как правило, сжигается много газа и конден¬
сата по технологическим причинам. При этом образуются и
попадают в воздух канцерогенные полициклические ароматичес¬
кие углеводороды, которые вовлекаются в геохимические потоки
в ландшафтах.
Трансформация почвенных экосистем. Последствия нефтя¬
ного загрязнения природной среды определяются совокупностью
следующих факторов: количеством и химическим составом заг¬
рязняющих веществ, интенсивностью механических повреждений.
От совместного действия перечисленных факторов будет зави¬
сеть, приспособится ли экосистема к новым условиям и начнет
восстанавливать свои функциональные звенья или она перейдет от
метастабильного состояния к полной деградации. Биогеохимичес-
кие функции нефти при загрязнении природной среды отражаются
прежде всего в ее воздействии на живое вещество экосистем.
Действие нефтяных компонентов особенно сказывается на из¬
менении экологической обстановки: пропитывая почву, обволаки¬
вая корни, листья, стебли растений и проникая сквозь мембраны
клеток, нефть нарушает водно-воздушный баланс среды и орга¬
низмов, обмен веществ и трофические связи.
Нефть, попадая в почвы и воды, привносит с собой разнооб¬
разный набор химических соединений, нарушающий сложившийся
геохимический баланс в экосистемах. Эти нарушения возника¬
ют под действием различных механизмов: изменения физического
состояния среды, нарушения ее водно-воздушного режима; при-
вноса токсических веществ, ингибирующих деятельность отдель¬
ных компонентов биоценоза; изменения миграционной способности
отдельных микроэлементов в почве; засоления почв сопутствую¬
щими солеными пластовыми водами, образования битуминозно¬
солончаковых ареалов.
Исследованиями Н.Г1. Солнцевой, Е.М. Никифоровой и дру¬
гих установлены основные особенности трансформации почв при
нефтяном загрязнении. Процессы деградации загрязнителей в
почвах осуществляются на фоне активного их взаимодействия с
почвенной массой. Это приводит к направленному изменению
свойств почв, принимающих техногенные потоки, сопряженному с
изменениями химического состава привнесенных веществ.
Трансформация нефтезагрязненных почв подчиняется местным
ландшафтно-геохимическим условиям и меняется не только во
времени, но и в пространстве. Так, уровни накопления битуми¬
нозных веществ (и соответственно органического углерода) уве¬
130
личиваются от почв автономных позиций к почвам подчиненных
ландшафтов. В частности, в зоне южной тайги содержания ор¬
ганического углерода в почвах нижних частей склонов (дерново-
глеевых) повышается в верхних горизонтах до 29-40% (при 12-17%
углерода в дерново-подзолистых почвах автономных ландшафтов,
расположенных ближе к источнику загрязнения).
Процессам геохимического преобразования почв сопутству¬
ют механические нарушения почвенного покрова: в зависимости
от местных природных условий происходит усиление дефляции,
плоскостной и линейной эрозии. Изменяются формы почвенного
криогенеза. Это приводит к ухудшению состояния растительности
и падению биопродуктивности земель.
Пропитывание нефтью почвенной массы приводит к активным
изменениям в химическом составе, свойствах и структуре почв
Прежде всего это сказывается на гумусовом горизонте: количест¬
во углерода в нем резко увеличивается, но битуминозное вещество
значительно ухудшает свойство почв как питательного субстрата
для растений. Гидрофобные частицы нефти затрудняют поступ¬
ление влаги к корням растений, что приводит к физиологическим
изменениям последних. Продукты трансформации нефти резко
меняют состав углеродистых веществ, которыми слагается поч¬
венный гумус. Доля всех собственных компонентов гумуса умень¬
шается. На первых стадиях это относится в основном к липидным
и кислым компонентам (табл. 34)
Таблица 34
Относительное содержание собственных почвенных компонентов
гумуса в загрязненных нефтью серо-коричневых почвах Азербайджана
Фракционный состав,
%
Относительное со¬
держание первичных
Характер
загрязнения
битуми¬
нозное
веще¬
гумино-
вые кис¬
лоты
фульво-
кислоты
углеро¬
дистый
остаток
почвенных компо¬
нентов во фракциях
гумуса
ство
гуми-
новые
кис¬
лоты
фуль-
во кис¬
лоты
угле¬
род .1с-
тый ос¬
таток
Незагрязненная
почва
Через 3 месяца
2,3
10,5
17,4
69,8
100
100
100
после внесения
нефти
Через 1 год
81,3
2,0
3,0
13,7
90
100
87,0
после внесения
нефти
49,3
7,3
32,5
10,9
19,0
7,0
86,0
131
На завершающих этапах за счет углерода нефти увеличивается
также и нерастворимый углеродный остаток. В почвенном про¬
филе идет изменение окислительно-восстановительных условий,
увеличение подвижности гумусовых компонентов и ряда микроэ¬
лементов (Солнцева и др., 1985). Если источником загрязнения
являются эксплуатационные скважины, то значительная транс¬
формация почв происходит в результате засоления пластовыми
водами, сопровождающими нефть. Все это влечет ухудшение
состояния растительности, падение продуктивности земель. Не¬
фтяное загрязнение глубоко изменяет отдельные звенья естест¬
венных биоценозов, создает новую экологическую обстановку с
соответствующим составом и числом организмов в почве. Общая
особенность всех нефтезагрязненных почв - ограниченность ви¬
дового и экологического разнообразия педобионтов. Происходит
ухудшение автротрофной ассимиляции, ингибирование функцио¬
нальной активности почвенных животных и ферментативной ак¬
тивности почв. Комплекс почвенных микроорганизмов отвечает
на нефтяное загрязнение повышением (после кратковременного
ингибирования) своей валовой численности и усилением актив¬
ности. Прежде всего это относится к углеводородокисляющим
микроорганизмам, количество которых резко возрастает по срав¬
нению с такими же незагрязненными почвами. В разных типах
почв и в разных условиях активизируются и другие физиологи¬
ческие группы: гетеротрофы, микроорганизмы, участвующие в
круговороте азота, серы, и др.
Развиваются “специализированные” группы, участвующие на
разных этапах в утилизации углеводородов. Сообщество микро¬
организмов в почве, загрязненной нефтью, носит неустойчивый
характер. Неустойчивость имеет сукцессионную природу. Одна
из особенностей сукцессии - существование наряду с широким
кругом бактериальных доминантов видов с устойчивой низкой
численностью - грибов и дрожжей. Это резерв с большими воз¬
можностями к быстрому размножению и многофункциональными
биохимическими возможностями (Н.М. Исмаилов). В системе по¬
чвенного профиля распределение микроорганизмов подчиняется
общей схеме хода их численности в течение сукцессии, максималь¬
ное развитие в зоне ферментации, постепенное падение в глубь
профиля по мере снижения содержания углеводородов. Во вре¬
мени максимальное развитие различных групп микроорганизмов
падает на второй этап биодеградации нефти. По мере разложения
нефти в почве общее количество микроорганизмов приближается
к фоновым значениям, но количество нефтеокисляющих бактерий
еще долго значительно превышает те же группы в незагрязненных
почвах (например, в южной тайге в течение 10-20 лет)
Нефтяное загрязнение почв подавляет фотосинтетическую ак¬
тивность растительных организмов. Это сказывается прежде
132
всего на развитии почвенных водорослей (Штина, 1985). В зави¬
симости от дозы нефти, попавшей в почву, и сохранности почвен¬
ного и растительного покрова наблюдались различные реакции
почвенных водорослей* от частичного угнетения и замены одних
группировок другими до выпадения отдельных групп или пол¬
ной гибели всей альгофлоры. Особенно значительно ингибирует
развитие водорослей сырая нефть с примесью минерализованной
воды, в дерново-подзолистой почве южной тайги за 20 лет не
восстановилось даже половины видов, существовавших в незаг¬
рязненной почве. Процессы естественного самоочищения почв
при первоначальном относительно слабом загрязнении нефтью
сопровождаются постепенным восстановлением альгофлоры, на¬
чинающимся с появления сине-зеленых и зеленых водорослей.
Восстановление альгоценозов быстрее идет в условиях ненару¬
шенного почвенного и растительного покрова.
Исследованиями установлено, что относительно слабое заг¬
рязнение почвы нефтью (до 8 л/м2) спустя год не влияет отри¬
цательно на фотосинтетическую функцию высших растений (зла¬
ков), тогда как при высоких дозах (более 20 л/м2) в условиях
южной тайги даже год спустя растения не могут еще нормально
развиваться на загрязненной почве (Веселовский, Вшивцев, 1988).
Нефть вызывает также массовую гибель почвенной мезофауны:
через три дня после загрязнения большинство видов почвенных
животных полностью исчезают или составляют не более 1% от
контроля. Наиболее токсичными для них оказываются легкие
фракции нефти (Т.И. Артемьева).
Процессы естественного формирования регенерационных би¬
огеоценозов на загрязненных территориях идут медленно, при¬
чем темпы становления различных ярусов экосистем различны
Сапрофитный комплекс животных формируется значительно мед¬
леннее, чем микрофлора и растительный покров. На первых
этапах формирования экосистем доминирует пионерная группи¬
ровка мелких членистоногих. Относительно простое и бедное
сообщество пахотных почв формируется быстрее, чем таковое в
естественных экосистемах. Через 8-10 лет комплекс мелких и
крупных беспозвоночных на загрязненных участках агроценозов
в таежной зоне приближается к таковому чистых пахотных почв.
В лесных экосистемах и через 15-20 лет комплекс почвенных жи¬
вотных значительно беднее, чем на ненарушенных территориях
(Проблемы загрязнения почв ..., 1985).
6.2. Биодеградация компонентов нефти и
самоочищение загрязненных почв
В настоящее время имеется довольно обширная научная лите¬
ратура, посвященная трансформации и биодеградации отдельных
133
классов углеводородов, входящих в состав нефти. Эта литература
дает представление об общих закономерностях изменения отдель¬
ных структур. Вместе с тем в различных биоклиматических зонах
трансформация нефти протекает по-разному и заканчивается на
различных стадиях.
Экспериментальные наблюдения. Состав и соотношение
продуктов метаболизма в реальных природных условиях зави¬
сят от состава исходной нефти (в основном) и от почвенно¬
климатических условий, в которых протекают процессы транс¬
формации. Наблюдения за трансформацией некоторых нефтей в
почвах проводились по программе комплексного эксперимента по
изучению факторов самоочищения и рекультивации почв в различ¬
ных природных зонах (Пиковский и др., 1985)1. Наблюдения были
проведены за изменением трех разновидностей нефтей: тяжелой
нефти Бинагадинского месторождения Азербайджана (плотность
0,935), нефти Ярино-Каменноложского месторождения Пермской
области (0,820), нефти Федоровского месторождения Западной
Сибири (0,840). Цурвые две нефти были внесены соответственно
на поверхность светлой серо-бурой почвы и дерново-подзолистой
почвы вблизи мест своей добычи. Федоровская нефть вносилась
в почвы разных природных зон: лесотундры, средней тайги и
южной тайги (рис. 13).
Нефти вносились на поверхность почвы на небольших экспе¬
риментальных площадках в количестве 20 л/м2. Часть нефти при
этом могла испариться в атмосферу, часть была вынесенна за
пределы загрязненных участков водным стоком во время сильных
дождей, часть просочилась вглубь и сорбировалась почвенной
массой. В светлых серо-коричневых почвах аридной зоны нефть
проникла до глубины 10-13 см, в песчаных подзолистых и дерново-
подзолистых суглинистых почвах гумидной зоны - до 30-40 см.
Состав нефти, впитавшейся в почву, исследовался спустя разные
сроки после загрязнения: от 0,5 до 24 месяцев.
Остаточная нефть экстрагировалась из почвенных образцов
хлороформом без нагревания. После экстракции растворитель
отгонялся путем естественного выпаривания при комнатной тем¬
пературе. Выделенное вещество хроматографировалось в тонком
слое с выделением метано-нафтеновой, нафтено-ароматической
углеводородных фракций, смол и асфальтенов. Метано-нафтено-
вая фракция изучалась методом газожидкостной хроматографии
на хроматографе марки “Цвет”, нафтено-ароматическая фрак¬
ция - методом низкотемпературной флуориметрии, основанной
на эффекте Шпольского, на спектрофлуориметре марки “Флу-
орикорд” при температуре 77° К. Неф рационированная нефть
* Работа проводилась под руководством М.А. Г лазовской при учас¬
тии А.А. Оборина, И.Г Калачниковой, Н.М. Исмаилова, А.Г. Ахмедова,
Н.П. Ильина и др.
134
Рис. 13. Расположение участков проведения модельных экспери¬
ментов по изучению факторов самоочищения почв от нефти (/), и
изучения природных моделей миграции нефти в почвах (2) 1 -
Лобытнанги, 2 - Новый Уренгой; S - Сургут; 4 ~ Палазна; 5 -
Альметьевск; 6 - Речица; 7- Борислав; 8 - Поти, 9 - Баку
исследовалась также методом инфракрасной спектрометрии, а в
отдельных случаях - методом низкотемпературной спектрофлуо-
риметрии. Эти исследования позволили конкретизировать данные
по скорости и направленности процессов самоочищения почв, осо¬
бенностям изменения их биологической активности и установить
стадийность этих процессов. Кратко результаты работы сводятся
к следующему.
Результаты экспериментов свидетельствуют, что несмотря на
обнаруженные различия в скорости изменений отдельных клас¬
сов углеводородов и фракций нефти, зависящие от почвенно¬
климатических условий и состава нефти, существуют и неко¬
торые общие черты процесса ее внутрипочвенной деградации.
Во всех случаях происходит снижение содержания нефти в ре¬
зультате физико-химических и микробиологических процессов ее
разрушения и минерализации, перевода в нерастворимые или ма¬
лоподвижные формы. Интенсивность процессов увеличивается с
севера на юг. Так, в аридной зоне в течение года около 50%
нефти превращается в различные продукты ее микробиологичес¬
кого метаболизма, которые остаются на месте. За этот же срок в
почвах гумидных ландшафтов при менее глубокой трансформации
нефти значительная часть мигрирует вниз по профилю и/или вы-
135
Таблица 35
Изменение во времени содержания нефти (%)
в почвах на экспериментальных площадках в
зонах средней (Сургут) и южной (Пермь) тайги
Срок отбора после
внесения нефти
Площадка “Пермь”
горизонт А\
Площадка “Сургут”
горизонт А%
% на
нефть
% на
почву
% на
нефгь
% на
почву
Внесено, %
100
27,4
100
8,1
через 3 дня
не опр.
84,0
6,8
через 15 дней
то же
64,0
5,2
через 3 мес
18
5,0
не опр.
через 12 мес
—
—
10
1,4
через 15 мес
6,0
2,0
не опр.
через 24 мес
4,0
12
«
ММ:
Рис. 14. Динамика деградации нефти в почвах. А - серо¬
коричневая почва сухих субтропиков (недостаточное увлажнение);
Б - дерново-подзолистая почва южной тайги (переувлажнение). I -
остаточная нефть; II - органические продукты метабоолизма нефти;
III - проодукты минерализации нефти и нефть, мигрировавшая из
зоны загрязнения
носится с поверхностным и внутрипочвенным стоками за пределы
участков первоначального загрязнения (рис. 14, табл. 35).
Снижение содержания остаточной нефти в почвах сопровожда¬
ется изменением ее химического состава. Эти изменения заметны
уже в первые три месяца после попадания нефти в почву. По
данным изучения ИКС хлороформных экстрактов в нефти отно-
136
сительно возрастает количество кислородсодержащих соединений
типа алифатических эфиров, а также появляются сераорганичес-
кие соединения. Происходит заметное относительное уменьшение
групп СНг и СНз (1470 и 1380 см*"1).
Процесс изменения состава нефти в почвах со временем от¬
четливо прослеживается по изменению содержания и состава ее
групповых компонентов (рис. 15, табл. 36, 37). На фоне обще¬
го снижения концентрации нефти в почвах снижение содержания
всех ее групповых компонентов происходит неравномерно. Отно¬
сительно и абсолютно быстрее других компонентов уменьшается
содержание метаново-нафтановой фракции. Эти углеводороды
легче поддаются биодеградации, кроме того, они обладают бо¬
лее высокой растворимостью в воде, что облегчает их вынос
за пределы участков загрязнения. Параллельно с уменьшением
доли алканов существенно увеличивается в нефтях относитель¬
ное содержание смолистых веществ. Это увеличение происходит
не только за счет уменьшения доли других компонентов и более
высокой устойчивости смол, но и за счет их новообразования
в процессе трансформации нефти. Относительное содержание
нафтено-ароматической фракции и асфальтенов в нефтях во вре¬
мени меняется незначительно, хотя их абсолютное содержание в
почвах также снижается. Рассмотрим изменения состава отдель¬
ных групповых компонентов нефти.
Таблица 36
Изменение во времени состава остаточной нефти,
внесенной в гумусовый горизонт почвенного профиля
светлой серо-бурой почвы Апшеронского полуострова
Время отбора пробы
Битумоиды
общее
содержа¬
ние, %
Групповой состав, %
метано-
нафтены
нафтено¬
аромати¬
ческие
смолы
асфаль-
тены
Внесено в почву
Через 3 мес
Через 9 мес
Через 15 мес
12,2
ТшГ
5,50
ТШГ
М
т<*
7,50
61,3
3,?9
Мз
йгт
0,82
3477
тй
°1т
0,45
14,1
0,20
Т£3
1,46
T2TU
5iT§
1,ёб
5ГБ
0,ё8
30
Т75"
O.jLI
21Г
ОДб
51Г
оДо
...tz .
Примечание: в числителе - содержание в почве, в знаменателе -
содержание в битумоиде
В изменении метаново-нафтеновой фракции уже в первые три
месяца пребывания нефти в почве заметны явные признаки мик¬
робиологического воздействия. Заметно увеличивается количест¬
во изопреноидных структур - ненасыщенных углеводородов типа
пристана (тетраметилпентадекан) с числом углеродных атомов
137
в молекуле 19 и фитана (тетраметилгексадекан) с числом угле¬
родных атомов 20. В течение последующего года содержание
изопреноидов относительно снижается. Кроме того, снижается
содержание углеводородов среднемолекулярной структуры (Сго~
С24) и параллельно увеличивается содержание тяжелых (Сг7“С37)
углеводородов.
Таблица 37
Содержание групповых компонентов нефти в почвах
через год после загрязнения (в % к первоначальному
их содержанию в почве) по данным модельных
огытов в природных условиях (горизонт А\)
Фракция нефти
Аридная зона
(Апшерон),
тяжелая нефть
Гумидная зона
(Прикамье),
средняя нефть
Остаточная нефть
35,0
7,5
метано-нафтеновая
15,1
0,35
нафтено-ароматическая
12,5
6,8
смолы
94,0
36,0
асфальтены
50,0
12,5
Для исходных нефтей характерен большой набор ароматичес¬
ких углеводородов - от низкокольчатых (нафталины, фенантрены)
до многокольчатых - со структурой „3,4-бензпирена. Аромати¬
ческие углеводороды представлены алкилзамещенными структу¬
рами, нафталины и фенантрены в основном ди- и триалкилзаме-
щенными, пирен и 3,4-бензпирен - моно- и диалкилзамещенными.
Селективное возбуждение позволило уверенно идентифицировать
довольно широкий набор алкилзамещенных пирена: 3-метилпирен,
3-эгилпирен и ряд разновидностей диалкилзамещенных пиренов.
Для соединений с молекулярной структурой 3,4-бензпирена ус¬
тановлено также отсутствие в нефтях моноалкильных гомологов
401-424 и диалкильных гомологов с началом флуоресценции от
412 до 417 нм. Голоядерные структуры 3,4-бензпирена ни в сырых
нефтях, ни в их фракциях не обнаружены, хотя при его наличии в
экстрактах из почв спектральная идентификация этого углеводо¬
рода не затруднена. Качественный состав ПАУ изученных нефтей
в общем одинаков и сходен с составом норийской нефти Однако
наблюдаются некоторые различия в относительном содержании
отдельных ПАУ. Так, для Ярино-Каменноложной нефти характер¬
но относительно высокое содержание гомологов хризена, пирена и
Рис. 15. Трансформация нефти в почве (1-10 см). А - тундрово-глеевая почва
(Лобытнанги); Б - подзолистая почва (Сургут); В -дерново-подзолистая
_ почва (Палазна), / - исходная нефть, 2 - через год, 3 - через два года,
Г - светлая серо-коричневая почва (Бак>) 1 - исходная нефть, 2 - через
3 мес., 3 - через 9 мес Фракции нефти: М-Н - метано-нафтеновая; Н-А -
нафтено-ароматическая; С - смолы; А - асфальтены
138
2
А
2
1
I
139
ЛгД.
3,4-бензпирена, для Федоровской - алкилфенилпиренов, в Бакинс¬
кой преобладают гомологи нафталина и пирена (рис. 16, А, В).
Изменения ПАУ нефтей в почвах в зависимости от времени
загрязнения исследовались на примере нафтено-ароматической
фракции, поскольку эта фракция по составу и содержанию ПАУ
наиболее представительна Таким образом, ароматические угле¬
водороды могут являться одним из индикаторов трансформации
нефтей в почвах.
В первые недели и месяцы после загрязнения происходят в
основном абиотические процессы изменения нефти в почве. Идет
стабилизация потока, частичное рассеяние, понижение концент¬
рации, что дает возможность микроорганизмам адаптироваться,
перестроить свою функциональную структуру и начать активную
деятельность по окислению углеводородов.
Содержание нефти в почве резко снижается в первые месяцы
после загрязнения (на 40-50%), в дальнейшем это снижение идет
очень медленно. Меняются диагностические признаки остаточной
нефти, вещество, первоначально почти полностью извлекающее¬
ся гексаном, затем преимущественно извлекается хлороформом
и другими полярными растворителями. Увеличивается доля ве¬
ществ, не извлекаемых из почвы органическими растворителями.
Основной механизм окисления углеводородов разных классов в
140
^фл, отн ед
Б
Рис. 16. Полициклические ароматические углеводороды на разных
стадиях самоочищения почв от нефти (по данным А.И. Оглобли-
ной) А - Федоровская нефть в дерново-подзолистой почве южной
тайги. I - исходная нефть, II - через 3 мес, III - через 15 мес,
IV - контроль; Б - Бинагадинская нефть в светло-серо-коричневой
почве сухих субтропиков. I - исходная нефть, II - через 3 мес.,
III - через 9 мес., IV - через 15 мес. Углеводороды: 1 - нафталины,
2 - бензфлурены, 3 - фенантрены, 4 ~ хризены, 5 - метилпирены,
6 - 3-этилпирен, 7 - диалкилпирен, 8 - алкил-3,4-бензпирен, 9 -
диалкил-3,4-бензпирен, 10 - 3,4-бензфлуорантен.
аэробных условиях, близких к условиям поверхности Земли,- это
внедрение кислорода в молекулу, замена связей с малой энер¬
гией разрыва (С-С, С-Н) связями с большей энергией разрыва
(С~0, Н-0) Из неорганических катализаторов на поверхности
Земли главная роль принадлежит ультрафиолетовому излучению.
Фотохимические процессы могут разлагать даже наиболее стой¬
кие полициклические углеводороды за несколько часов. Внутри
почвенного профиля они практически не идут, и главная роль
в разложении углеводородов здесь принадлежит биологическому
окислению. Катализаторами являются ферменты, вырабатывае¬
мые микроорганизмами, растениями и животными. Разные фер-
141
менты могут избирательно действовать на отдельные соединения
или классы соединений.
Окисление углеводородов до СО2 и Н2 происходит стадийно
через ряд промежуточных продуктов.
1 Кислородные соединения: спирты, органические кислоты,
альдегиды, продукты превращения метановых и алифатических
цепей нафтеновых и ароматических углеводородов. Эти продукты
легче растворяются в воде, поэтому будут легче мигрировать
по почвенному профилю и выноситься из зоны окисления филь¬
трующимися внутрипочвенными потоками и грунтовыми водами.
Кислородные соединения гораздо легче подвергаются процессам
биодеградации, скорость их окисления увеличивается, часть их
включается в состав почвенного гумуса
2. Продукты уплотнения части окисленных циклических мо¬
лекул углеводородов типа смолистых веществ; молекулы с тре¬
тичным атомом углерода (нафтеново-ароматические, замещенные
ароматические и нафтеновые, изоалканы), соединения с гетероа¬
томами кислорода, серы, азота частично превращаются в высоко¬
молекулярные продукты микробиологического разрушения. Эти
продукты сначала будут фиксироваться в виде смолистых ве¬
ществ, а в дальнейшем, вероятно, перейдут в более уплотненные
твердые высокомолекулярные вещества, нерастворимые в органи¬
ческих растворителях; они мигрируют и надолго консервируются
в почвах
3 Новообразованные (“вторичные”) незамещенные цикличес¬
кие углеводороды и алифатические углеводороды нормального
строения. Судьба этих углеводородов, по-видимому, такая же,
как и их “первичных” аналогов.
Конечные продукты метаболизма нефти в почвах: 1) угле¬
кислота, которая может связываться в карбонатах, и вода, 2)
кислородные соединения (спирты, кислоты, альдегиды, кетоны и
др ), которые частично входят в почвенный гумус, частично раст¬
воряются в воде и удаляются из почвенного профиля; 3) твердые
нерастворимые продукты метаболизма, результат дальнейшего
уплотнения высокомолекулярных продуктов или связывания их в
органоминеральные комплексы, 4) твердые корочки высокомоле¬
кулярных компонентов нефти на поверхности почвы (киры).
6.3. Рекультивация загрязненных нефтью земель
Техногенные потоки углеводородов в ландшафтах, в особеннос¬
ти нефти с солеными водами, приводят к потере продуктивности
земель, деградации растительности, образованию бедлендов Лля
почв и грунтов, сильно загрязненных нефтью и нефтепродуктами
характерны неблагоприятные структурные и физико-химические
свойства для использования их в хозяйственных целях. Отдавая
142
сорбированные углеводороды в виде растворенных продуктов,
эмульсий или испарений, загрязненные почвы служат постоянным
вторичным источником загрязнения других компонентов окружг,-
ющей среды: вод, воздуха и растений.
Рекультивация земель - это комплекс мероприятий, направ¬
ленных на восстановление продуктивности и хозяйственной цен¬
ности нарушенных и загрязненных земель, а также на улучшение
условий окружающей среды. Задача рекультивации - снизить
содержание нефтепродуктов и находящихся с ними других токсич¬
ных веществ до безопасного уровня, восстановить продуктивность
земель, утерянную в результате загрязнения.
Результаты научных исследований по рекультивации почв в
различных регионах мира публикуются многими отечественными
и зарубежными авторами. Обзор этих работ вместе с новыми дан¬
ными был опубликован в книге коллектива авторов (Восстановле¬
ние нефтезагрязненных .., 1988). Необходимо отметить, что иссле¬
дования, осуществляемые в различных почвенно-климатических
условиях и разными методами, часто дают неоднозначные или
прямо противоположные результаты. Недостаточным бывает и
срок наблюдений, что не позволяет учесть последействие про¬
водимых мероприятий. В настоящее время применяют несколько
принципиально различных способов рекультивации почв, загряз¬
ненных нефтью и нефтепродуктами.
Термический и термоэкстракционный способы. Нефтепро¬
дукты удаляют путем прямого сжигания на месте, либо в спе¬
циальных установках. Наиболее дешевый способ - сжигание
нефтепродуктов или нефти на поверхности почвы. Этот способ
неэффективен и вреден по двум причинам: 1) сжигание возможно,
если нефть лежит на поверхности густым слоем или собрана в
накопители, пропитанные ею почва или грунт гореть не будут;
2) на месте сожженных нефтепродуктов продуктивность почв, как
правило, не восстанавливается, а среди продуктов сгорания, оста¬
ющихся на месте или рассеянных в окружающей среде, появляется
много токсичных, в частности канцерогенных, веществ.
Очистка почв и грунтов в специальных установках путем пи¬
ролиза или экстракции паром дорогостояща и малоэффективна
для больших объемов грунта. Во-первых, требуются большие
земляные работы для пропускания грунта через установки и ук¬
ладки его на место, в результате чего разрушается естественный
ландшафт; во-вторых, после термической обработки в очищенной
почве могут остаться новообразованные полициклические аро¬
матические углеводороды - источник канцерогенной опасности;
в-третьих, остается проблема утилизации отходящих экстрактов,
содержащих нефтепродукты и другие токсичные вещества.
Экстракционная очистка почвы “in-situ” поверхностно¬
активными веществами. Технология очистки почв и грунтовых
вод путем промывания их поверхностно-активными веществами
143
применяется, например, на базах ВВС США. Этим способом
можно удалить до 86% нефти и нефтепродуктов, он наиболее
эффективен для глубокозалегающих водоносных горизонтов, по
которым фильтруется загрязненная грунтовая вода Примене¬
ние же его в широких масштабах вряд ли целесообразно, так
как поверхностно-активные вещества сами загрязняют среду и
появится проблема их сбора и утилизации.
Микробиологическая рекультивация с внесением штам¬
мов микроорганизмов. Очистка почв и грунтов путем внесения
специальных культур микроорганизмов - один из наиболее расп¬
ространенных способов рекультивации, основанный на изучении
процессов биодеградации нефти и нефтепродуктов. Современ¬
ный уровень изученности микроорганизмов, способных ассими¬
лировать углеводороды в природных и лабораторных условиях,
позволяет утверждать теоретическую возможность регулирова¬
ния процессов очистки нефтезагрязненных почв и грунтов Од¬
нако многоступенчатость биохимических процессов разложения
углеводородов разными группами микроорганизмов, осложняю¬
щаяся разнообразием химического состава нефти, обусловливает
сложность регуляции устойчивого процесса их разложения. При
использовании микробиологических методов возникают сложные
проблемы взаимодействия вносимых в почву популяций с ес¬
тественной микрофлорой Определенные трудности связаны с
отсутствием современных технических средств и методов непре¬
рывного наблюдения и регулирования многофакторной системы
субстрат - микробиоценоз - продукты метаболизма в условиях
реальной почвы.
К применению бактериальных препаратов, полученных на ос¬
нове монокультур, выделенных из природных штаммов в тех или
иных регионах, следует подходить осторожно. Известно, что
в разложении нефти принимает участие целый микробиоценоз с
характерной структурой трофических связей и энергетического
обмена, участвующий в разложении углеводородов на разнь эта¬
пах специализированными эколого-трофическими группами (Ис-
майлов, 1988) Поэтому внедрение монокультуры может привести
только к кажущемуся эффекту. Кроме того, подавление ею местно¬
го микробиоценоза может негативно сказаться на всей почвенной
экосистеме и нанести ей больший вред, чем нефтяное загрязне¬
ние. Микробиологические препараты эффективно работают, как
правило, в условиях достаточного увлажнения в сочетании с агро¬
техническими приемами (Лядечко и др., 1990). Но эти же приемы
стимулируют развитие находящихся в почвах тех же штаммов в
сочетании со всем микробиоценозом, что ускоряет естественный
процесс самоочищения.
Методы рекультивации, основанные на интенсификации
процессов самоочищения. Приемы рекультивации, создающие
144
условия для работы подавленных при сильном загрязнении меха¬
низмов естественного самоочищения почв, наиболее оптимальны
и безопасны для почвенных экосистем Разработке этой концеп¬
ции для различных природных зон были посвящены исследования
ряда лабораторий (Восстановление нефтезагрязненных ... 1988).
При оценке последствий нефтяного загрязнения не всегда мож¬
но сказать, вернется ли ландшафт к устойчивому состоянию или
будет необратимо деградировать. Поэтому на всех мероприяти¬
ях, связанных с ликвидацией последствий загрязнения, с восста¬
новлением нарушенных земель, необходимо исходить из главного
принципа, не нанести природной среде больший вред, чем тот,
который уже нанесен при загрязнении.
Суть концепции восстановления ландшафтов - максимальная
мобилизация их внутренних ресурсов на восстановление своих
первоначальных функций. Самовосстановление и рекультива¬
ция представляют собой неразрывный биогеохимический про¬
цесс. Рекультивация - это продолжение (ускорение) процесса
самоочищения, использующее природные резервы - климатичес¬
кие, ландшафтно-геохимические и микробиологические.
Самоочищение и самовосстановление почвенных экосистем,
загрязненных нефтью и нефтепродуктами, это стадийный био¬
геохимический процесс трансформации загрязняющих веществ,
сопряженный со стадийным процессом восстановления биоцено¬
за. Лля разных природных зон длительность отдельных стадий
=)тих процессов различна, что связано в основном с почвенно¬
климатическими условиями. Важную роль играют и состав
нефти, наличие сопутствующих солей, начальная концентрация
загрязняющих веществ.
Процесс естественного фракционирования и разложения нефти
начинается с момента ее поступления на поверхность почвы или
сброса в водоемы и водотоки. Закономерности этого процесса
во времени были выяснены в общих чертах в ходе многолетнего
эксперимента, проводимого на модельных участках в лесотунд¬
ровой, лесной, лесостепной и субтропической природных зонах.
Основные результаты этого эксперимента изложены в предыду¬
щей главе.
Выделяют три наиболее общих этапа трансформации нефти
в почвах: 1) физико-химическое и частично микробиологическое
разложение алифатических углеводородов; 2) микробиологичес¬
кое разрушение главным образом низкомолекулярных структур
разных классов, новообразование смолистых веществ; 3) транс¬
формация высокомолекулярных соединений: смол, асфальтенов,
полициклических углеводородов. Длительность всего процесса
трансформации нефти в разных почвенно-климатических зонах
различна: от нескольких месяцев до нескольких десятков лет.
В соответствии с этапами биодеградации происходит посте¬
пенная регенерация биоценозов. Эти.процессы идут медленно,
10 Пиковский
145
разными темпами, в разных ярусах экосистем. Значительно мед¬
ленней, чем микрофлора и растительный покров, формируется
сапрофитный комплекс животных. Полной обратимости процес¬
са, Как правило, не наблюдается. Наиболее сильная вспышка
микробиологической активности приходится на второй этап био¬
деградации нефти. При дальнейшем снижении численности всех
групп микроорганизмов до контрольных значений численность уг-
леводородокисляющих микроорганизмов на многие годы остается
аномально высокой по сравнению с контролем.
Как было установлено в опытах с многолетним злаком Костром
безостым, восстановление нормальных условий для его произрас¬
тания на загрязенной нефтью почве зависит от уровня началь¬
ного загрязнения. В южнотаежной зоне (Пермское Прикамье)
при уровне нагрузки нефти на почву 8 л/м2 уже через год после
одноактного загрязнения (без участия солей) злак мог нормально
расти в спонтанно восстанавливающейся экосистеме. При более
высоких первоначальных нагрузках (16 и 24 л/м2) нормальный
рост растения не восстанавливался, несмотря на прогрессирую¬
щие процессы биодеградации нефти
Таким образом, механизм самовосстановления экосистемы по¬
сле нефтяного загрязнения достаточно сложен. Для управления
этим механизмом необходимо определить границы метастабиль-
ного состояния экосистемы, в которых еще возможно хотя бы
частичное самовосстановление, и найти эффективные способы,
как вернуть экосистему в эти границы Решение этой задачи по¬
может определить оптимальные пути рекультивации загрязенных
нефтью почвенных экосистем.
Как указано выше, механические и физические методы не могут
обеспечить полное удаление нефти и нефтепродуктов из почвы, а
процесс естественного разложения загрязнений в почвах чрезвы¬
чайно длителен. Разложение нефти в почве в естественных усло¬
виях - процесс биогеохимический, в котором главное и решающее
значение имеет функциональная активность комплекса почвен¬
ных микроорганизмов, обеспечивающих полную минерализацию
углеводородов до СОг и воды. Так как углеводородокисляющие
микроорганизмы являются постоянными компонентами почвенных
биоценозов, естественно возникло стремление использовать их ка-
таболическую активность для восстановления нефтезагрязненных
почв. Ускорить очистку почв от нефтяных загрязнений с помо¬
щью микроорганизмов возможно в основном двумя способами: 1)
активизацией метаболической активности естественной микроф¬
лоры почв путем изменения соответствующих физико-химических
условий среды (с этой целью используются хорошо известные
агротехнические приемы), 2) внесением специально подобранных
активных нефтеокисляющих микроорганизмов в загрязненную по¬
чву. Каждый из этих способов характеризуется рядом особен¬
146
ностей, а их практическая реализация часто наталкивается на
трудности технического и экологического порядка.
С помощью агротехнических приемов можно ускорить про¬
цесс самоочищения нефтезагрязненных почв путем создания опти¬
мальных условий для проявления потенциальной катаболической
активности У ОМ, входящих в состав естественного микробиоце¬
ноза. Распашка загрязненных нефтью территорий рекомендуется
спустя некоторое время, в течение которого нефть частично раз¬
лагается (Mitchell et al., 1979). Обработка является мощным регу¬
лирующим фактором, стимулирующим самоочистку нефтезагряз¬
ненных почв. Она положительно влияет на микробиологическую и
ферментативную активность, так как способствует улучшению
условий жизнедеятельности аэробных микроорганизмов, кото¬
рые количественно и по интенсивности метаболизма доминируют
в почвах и являются основными деструкторами углеводородов
Рыхление загрязненных почв увеличивает диффузию кислорода
в почвенные агрегаты, снижает концентрацию углеводородов в
почве в результате улетучивания легких фракций, обеспечива¬
ет разрыв поверхностных пор, насыщенных нефтью, но в то же
время способствует равномерному распределению компонентов
нефти в почве и увеличению активной поверхности Обработка
почвы создает мощный биологически активный слой с улучшен¬
ными агрофизическими свойствами. В почве при этом создается
оптимальный водный, газовоздушный и тепловой режим, рас¬
тет численность микроорганизмов и их активность, усиливается
активность почвенных ферментов, увеличивается энергия биохи¬
мических процессов
В первые недели и месяцы после загрязнения происходят в
основном абиотические процессы изменения нефти в почве Идет
стабилизация потока, частичное рассеяние, понижение концент¬
рации, что дает возможность микроорганизмам адаптироваться,
перестроить свою функциональную структуру и начать активную
деятельность по окислению углеводородов. В первые месяцы по¬
сле загрязнения содержание нефти в почве снижается на 40-50%
В дальнейшем это снижение идет очень медленно. Меняются
диагностические признаки остаточной нефти, вещество, перво¬
начально почти полностью извлекающееся гексаном, затем пре¬
имущественно извлекается хлороформом и другими полярными
растворителями
Первая стадия длится в зависимости от природных условий
от нескольких месяцев до полутора лет. Она начинается физико¬
химическим разрушением нефти, к которому постепенно подклю¬
чается микробиологический фактор Прежде всего разрушаются
метановые углеводороды (алканы) Скорость процесса зависит
от температ>ры почв Так, в эксперименте за год содержание
этой фракции снизилось, в лесотундре на 34%, в средней тайге
147
на 46%, в южной - на 55%. Параллельно снижению доли алка-
нов в остаточной нефти увеличивается относительное содержание
смолистых веществ. Вторая стадия деградации длится около 4-5
лет и характеризуется ведущей ролью микробиологических про¬
цессов. К началу третьей стадии разрушения нефти в ее составе
накапливаются наиболее устойчивые высокомолекулярные соеди¬
нения и полициклические структуры при абсолютном снижении
содержания последних.
Первый этап рекультивации соответствует наиболее токсич¬
ной геохимической обстановке, максимальному ингибированию
биоценозов. На этом этапе целесообразно проводить подго¬
товительные мероприятия, аэрацию, увлажнение, локализацию
загрязнения. Цель этих мероприятий - интенсификация микроби¬
ологических процессов, а также фотохимического и физического
процессов разложения нефти, снижения ее концентрации в почве.
На этом этапе оценивается глубина изменения почвенной экосис¬
темы, направленность ее естественной эволюции. Длительность
первого этапа в разных зонах различна, в средней полосе она
равна примерно одному году.
На втором этапе на загрязненных участках проводится проб¬
ный посев культур с целью оценить остаточную фитотоксичность
почв, интенсифицировать процессы биодеградации нефти, улуч¬
шить агрофизические свойства почв. На этом этапе проводит¬
ся регулирование водного режима и кислотно-щелочных усло¬
вий почвы, проводятся, в случае необходимости, мероприятия
по рассолению. На третьем этапе восстанавливаются естествен¬
ные растительные биоценозы, создаются культурные фитоценозы,
практикуется посев многолетних растений.
Общая длительность процесса рекультивации зависит от поч-
венно-климатических условий и характера загрязнения. Наиболее
быстро этот процесс может быть завершен в степных, лесостеп¬
ных, субтропических районах. В северных районах он будет
продолжаться более длительное время. Ориентировочно весь пе¬
риод рекультивации в разных природных зонах занимает от 2 до
5 лет и более.
Особого рассмотрения заслуживает вопрос о внесении в по¬
чву различных мелиорантов, в частности минеральных и орга¬
нических удобрений, для ускорения процессов разложения нефти.
Необходимость таких мероприятий пока экспериментально не до¬
казана.
В работе (McGill, 1977) обсуждается вопрос о конкуренции
между микроорганизмами и растениями за азот в нефтезагрязнен-
ной почве. Ряд авторов предлагают вносить в почвы азотные и
другие минеральные удобрения в сочетании с различными добав¬
ками: (известью, поверхностно-активными веществами и т.д.), а
также органические удобрения (например, навоз). Внесение этих
148
удобрений и добавок призвано усилить деятельность микроорга¬
низмов и ускорить разложение нефти. Эти мероприятия давали
в ряде случаев положительные результаты, в основном в первый
год после их применения. При этом не всегда учитывались более
отдаленные эффекты - ухудшение состояния почв и растений в
последующие годы. Например, опыты, проведенные в Пермском
Прикамье, с внесением в загрязненную почву минеральных удоб¬
рений и извести показали, что через два года после загрязнения
на “удобренной” почве растения развивались не лучше, а мес¬
тами даже хуже, чем на почве с таким же загрязнением, но не
содержащей мелиорантов.
Таким образом, необходимы многолетние исследования с раз¬
ными типами почв и нефтей, соотнесенные с определенными при¬
родными условиями. Пока же можно рекомендовать внесение
мелиорантов лишь на третьем, заключительном, этапе рекульти¬
вации после тщательного химического исследования почв.
Все эти вопросы трудно решить чисто эмпирическим путем,
так как число вариантов опытов оказывается практически бес¬
конечным. Необходимы комплексные фундаментальные исследо¬
вания в области биогеохимии и экологии загрязненных почв с
целью разработки теории процесса и научных рекомендаций на
ее основе.
На основании проведенных экспериментальных исследований
можно сделать следующие выводы по условиям трансформации и
рекультивации нефти в почвах разных природных зон.
Светлые серо-коричневые почвы сухих субтропиков Азербайд¬
жана. Условия трансформации углеводородов характеризуются
превышением испаряемости над увлажнением, малым горизон¬
тальным водным стоком, повышенной микробиологической и фер¬
ментативной активностью почв. Наиболее интенсивные процессы
трансформации нефти идут в первые месяцы после загрязнения,
затем они замедляются в несколько раз. Через год количество ос¬
таточной нефти составляло 30% от первоначального количества,
через четыре года - 23%. Примерно 30% нефти, содержащей много
тяжелых фракций, минерализуется или испаряется. Остальная
часть преобразуется в малорастворимые продукты метаболизма,
которые остаются в гумусовом горизонте почв, мешая восстанов¬
лению их плодородия. Наиболее эффективный способ рекультива¬
ции - усиление функциональной активности микроорганизмов пу¬
тем увлажнения, аэрации, внесения ферментов, фитомелиорации.
Подзолисто-желтоземные и иловато-глеевые почвы влажных
субтропиков. Самоочищение почв от нефти происходит в усло¬
виях интенсивного поверхностного водного стока, высокой мик¬
робиологической активности почв. Естественное очищение и
восстановление растительности происходит в течение нескольких
месяцев.
10*
149
Подзолистые и дерново-подзолистые почвы лесо-таежной облас¬
ти Западной Сибири и Приуралъя. Самоочищение почв и транс¬
формация нефти проходят в условиях повышенного увлажнения,
что способствует горизонтальному и вертикальному рассеиванию
нефти в первый период после загрязнения. За счет водного рас¬
сеяния в течение первого года с территории загрязнения может
быть удалено и перераспределиться в окружающем пространстве
до 70% внесенной нефти. Микробиологическая и ферментатив¬
ная активность почв ниже, чем в южных районах. В течение
года в продукты микробиологического метаболизма превращает¬
ся примерно 10-15% первоначально внесенной нефти. Наиболее
эффективные способы защиты и рекультивации - предотвращение
разлива нефти с помощью искусственных и естественных сорбен¬
тов, естественное выветривание на первой стадии с последующей
фитомелиорацией. Длительность восстановления почв не менее
4-5 лет.
Тундрово-глеевые почвы лесотундровой области. Процессы
биодеградации нефти идут с очень малой скоростью. Самоочище¬
ние почв происходит в основном за счет механического рассеяния.
Эффективные способы рекультивации неясны.
ГЛАВА 7.
ПРИНЦИПЫ ПРОГНОЗНОГО
ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ
ТЕРРИТОРИЙ НЕФТЕДОБЫЧИ
7Л. Мелкомасштабное районирование крупных
территорий по типам изменения природной среды
при нефтедобыче
Добыча, переработка и использование углеводородного сырья
сопровождаются постепенными глубокими изменениями в геогра¬
фической оболочке в целом, и в первую очередь в ландшафтах.
Научно обоснованный прогноз изменения состояния недр и окру¬
жающей природной среды необходим для планирования в регио¬
нальных масштабах эффективных мероприятий по рациональному
использованию природных ресурсов и охране природы
Целям такого прогноза служит комплексное геоэкологическое
районирование территорий нефтедобычи по типам изменений всех
компонентов природной среды: почв, вод, растительности под вли¬
янием добычи и транспортировки нефти. В задачи районирования
входит выделение природнохозяйственных районов, различаю¬
щихся уровнем устойчивости к техногенным нагрузкам, способ¬
ностью среды к самоочищению, степенью обратимости изменений,
происходящих в природной среде в результате воздействия про¬
изводства, а также определение характера и степени опасности
повреждения природной среды для каждого типа районов.
Комплексное геоэкологическое районирование по типам изме¬
нения природной среды при нефтедобыче заключается в выде¬
лении прогнозных районов, различающихся характером потенци¬
альных нагрузок нефтедобывающего производства на природную
среду, типами ландшафтно-геохимических процессов, иницииро¬
ванных под влиянием механических и химических воздействий,
уровнями устойчивости к техногенным нагрузкам, способностью
природной среды к самоочищению и обратимостью ее измене¬
ний, характером и опасностью повреждений природной среды при
загрязнении нефтью и сильно минерализованными пластовыми
водами. Важнейшая особенность районирования - разграничение
территорий по направлениям стока загрязняющих веществ, т.е.
бассейновый подход к ландшафтно-геохимическому прогнозу.
Теоретической основой комплексного районирования служат
положения о каскадных ландшафтно-геохимических системах и
технобиогеомах как исходных физико-географических объектах
ландшафтно-геохимического прогноза (Глазовская, 1972; 1988),
ландшафтно-геохимических барьерах как аппаратах самоочище¬
ния природной среды (Перельман, 1975) и природно-техногенных
ландшафтно-геохимических системах (Солнцева, 1976).
151
Каскадные ландшафтно-геохимические системы (КЛГС) пре¬
дставляют собой сочетание местных геохимических ландшафтов,
находящихся в одном бассейне стока на разных гипсометричес¬
ких уровнях и связанных потоками веществ, движущихся от бо¬
лее высоких уровней к более низким. Каскадные ландшафтно¬
геохимические системы разнообразны по сложности структуры,
протяженности, типам функционирования, начиная от элементар¬
ных водосборных бассейнов и кончая бассейнами более высоких
порядков, таких как Волга, Обь, Енисей и др.
Каскадные ландшафтно-геохимические системы надо рассмат¬
ривать как территории, причастные в целом к судьбе продук¬
тов загрязнения или изменения каких-либо компонентов природ¬
ных ландшафтов. Например, загрязнение верховьев или вер¬
хних притоков какой-либо реки может привести к загрязнению
всей речной системы или подземного стока внутри системы,
и, наоборот, при загрязнении нижних каскадов системы верх¬
ние части, оставаясь чистыми, разбавляют концентрацию заг¬
рязняющих веществ и способствуют самоочищению. Каскадные
ландшафтно-геохимические системы, по М.А. Глазовской, разде¬
ляются на линейные, рассеяния и концентрации, или ландшафтно¬
геохимические арены. Последние разделяются в зависимости от
характера конечной транзитной аккумуляции циркулирующих в
их пределах веществ на открытые с конечным сбросом веществ в
море и океан, полузамкнутые с конечным стоком во внутренние
водоемы и замкнутые с конечным сбросом веществ в бессточ¬
ные впадины. От типа арены зависит судьба поступающих в
ее пределы техногенных веществ: в одних случаях происходит
аккумуляция токсичных веществ в конечных областях стока, в
других - загрязнение приморских дельт и эстуариев, в третьих -
рассеяние на больших пространствах суши и океана.
Сфера и интенсивность воздействия техногенных потоков на
природные системы зависит, при прочих равных условиях, от типа
структуры природной ландшафтно-геохимической системы и мес¬
тоположения (в каскадных системах) блоков, подверженных тех¬
ническому воздействию. Скорость самоочищения геохимически
автономных и транзитных звеньев каскадных систем за счет сбро¬
са загрязняющих веществ с поверхностным и грунтовым стоком
зависит от величины стока: она уменьшается пропорционально
уменьшению слоя стока.
Принципы выделения единиц районирования покажем на при¬
мере карты территории России и сопредельных стран (рис. 17),
составленной под руководством М.А. Глазовской (Глазовская,
Пиковский, Коронцевич, 1983).
Внутри ландшафтно-геохимических арен (каскадных Л ГС), це¬
ликом или частично находящихся в пределах нефтегазоносных
бассейнов, выделяются ландшафтно-геохимические прогнозные
районы. При выделении районов учитываются: 1) единообразие
152
на всем протяжении района условий трансформации, рассеяния
и аккумуляции нефти и минерализованных рластовых вод; 2) тип
возможных изменений природной среды при данном техногенном
воздействии; 3) состаэ нефти и промысловых вод на конкретном
участке нефтегазоносного бассейна. Границы районов проводи¬
лись в большинстве по границам водосборных бассейнов второго
и третьего порядков, представляющих собой подсистемы в преде¬
лах данной ландшафтно-геохимической арены.
Вся совокупность выделенных на карте районов сгруппирова¬
на по их положению относительно нефтегазоносных территорий.
1) лежащие в их пределах: а) целиком; б) частично; 2) лежащие
вне нефтегазоносных территорий, но в пределах общей с ними
каскадной ландшафтно-геохимической системы: а) выше райо¬
нов нефтедобычи, не подверженные опасности загрязнений; б)
находящиеся под воздействием стекающих из загрязненных тер¬
риторий речных (возможно, и грунтовых) вод; в) инертные по
отношению к процессам загрязнения или очистки территории от
нефтепродуктов.
Ландшафтно-геохимические районы с реальной или потенци¬
альной опасностью повреждения природной среды при нефтедо¬
быче находятся полностью или частично в пределах нефтегазо¬
носных и перспективных нефтегазоносных бассейнов или в КЛГС
ниже очага загрязнения. Эти районы объединяются в типологи¬
ческие группы по формам возможных изменений природной среды.
Районы, лежащие в КЛГС Выше очагов загрязнения, на ти¬
пологические группы не разбивались. Они характеризовались
величиной суммарного объема годового стока со всей площа¬
ди района (в км3). Этот параметр приближенно указывает на
роль данного района в самоочищении каскадной Л ГС от про¬
дуктов загрязнения. Характеристика конкретных районов как
определенных типов технобиогеомов проведена по совокупности
признаков, индицирующих возможные изменения всех компонен¬
тов природной среды, формы этих изменений, их обратимость
(относительную или абсолютную скорость регенерации, в годах)
или необратимость.
В соответствии с формами и устойчивостью изменений при¬
родной среды при нефтедобыче сходные районы объединяют¬
ся в типологические ^группы двух рангов (табл. 38): 1) груп¬
пы ландшафтно-геохимических районов (группы технобиогеомов);
2) типы ландшафтно-геохимических районов (типы технобиогео¬
мов).
Для групп районов характерны некоторые общие формы воз¬
можных техногенных изменений природной среды, обусловленные
господствующими на их территории ландшафтно-геохимическими
процессами превращения, рассеяния и вторичной концентрации
загрязняющих веществ: нефти и минерализованных промысловых
вод. Характеристика групп ландшафтно-геохимических районов
153
по условиям миграции и аккумуляции нефти в ландшафтах при¬
ведена в ч. III.
Названные выше группы объединяют 29 типов районов. Свой¬
ственные различным типам районов формы изменения природной
среды и устойчивость этих изменений видны из табл. 39. Наряду
с общими свойствами данной группы техногенными геохимически¬
ми процессами типы районов выделяются в связи с усилением или
ослаблением этих процессов, а также с появлением особых форм
изменения природной среды, не свойственных другим районам
данной группы.
Различаются типы районов одной и той же группы по месту
положения геохимических восстановительных и седиментацион-
ных барьеров, на которых происходит накопление устойчивых
фракций нефти. Это могут быть болота, поймы и донные от¬
ложения рек, дельты рек и эстуарии, донные отложения шельфа
открытых морских побережий, естественные и искусственные зам¬
кнутые или слабопроточные водоемы (озера и водохранилища).
Так, типы районов 14, 17, 19, 20, 23 принадлежат бассейнам круп¬
ных водохранилищ; типы 1, 2, 11, 18, 21, 22, 23 открываются в
области дельт эстуариев и открытых морских побережий, где и
можно ожидать вторичного накопления устойчивых к разложению
нефтепродуктов.
Типы районов, принадлежащие к одной группе, могут разли¬
чаться по степени чувствительности к загрязняющим веществам
и степени устойчивости, возникающих в различных компонентах
природной среды изменений Так, скорость самоочищения почв
и восстановления растительности в различных типах районов
групп А и Б варьирует от очень низкой до повышенной, скорость
самоочищения вод - от очень низкой до низкой; для типов районов
группы В скорость самоочищения почв и восстановления расти¬
тельности варьируют от умеренной до высокой, группы Г - от
высокой до очень высокой. Изменяется по типам районов одного
Рис. 17 Районирование России и сопредельных территорий по ти¬
пам возможных изменений природной среды при нефтедобыче (составили
М А Глазовская, Ю.И.Пиковский, Т.И. Коронцевич): 1 - границы и номера
ландшафтно-геохимических областей; 2 - типы и подтипы ландшафтно¬
геохимических райнов. Группы ландшафтно-геохимических областей. 3 -
Северного Ледовитого океана; 4 ~ Тихого океана; 5 - Балтийского моря,
6 - Черного и Азовского морей, 7 - Каспийского моря; 8 - Аральского
моря; 9 - бессточные бассейны; 10 - территории, не подверженные влиянию
нефтедобывающего производства. Ландшафтно-геохимические области: I -
Урало-Тиманская, II - Ямало-Гыданская, III - Западно-Сибирская, IV -
Средне-Сибирская, V - Восточно-Сибирская, VI - Чукотско-Анадырская,
VII - Камчатская, VIII - Сахалинская, IX - Приамурская, X - Прибал¬
тийская, XI - Прикарпатская, XII - Приднепровская, XIII - Донецко-
Азовская, XIV - Западно-Предкавказская, XV - Западно-Закавказская,
XVI - Верхневолжская, XVII - Волжско-Камская, XVIII - Прикаспий¬
ская, XIX - Восточно-Предкавказская, XX - Южно-Каспийская, XXI -
Фергано-Сырдарьинская, XXII - Амударьинская, XXIII - Прикаратауская,
XXIV - Туркестан-Кызыл куме кая, XXV - Копетдаг-Каракумская, XXVI -
Усть юрт-Мангыш лакская
154
155
Таблица 38
Группы и типы прогнозных ландшафтно-геохимических
районов (технобиогеомов) нефтегазоносных провинций
России и сопредельных территорий (по М.А. Глазовской)
Г руппы
Типы
№ типа
района
1
2
3
А
Арктотундровые и тундровые низменных равнин
1
Мерзлотные
Тундровые низкогорно-равнинныё
2
Лесотундровые и редколесные низменных равнин
3
Тундровые и редколесные столово-ступенчатых
плато
4
Светлохвойные среднетаежные пластовых и акку¬
5
мулятивных равнин
Среднетаежные остепненные низменных равнин
6
Среднетаежные светлохвойные ступенчатых плато
и высоких равнин
7
Южнотаежные локально-мерзлотные плато и расч¬
лененных равнин
8
Южнотаежные и лесостепные локально-мерзлотные
плато и расчлененных равнин
9
Б
Таежно-болотные низменных аккумулятивных рав¬
10
Таежн о-лес¬
нин
ные
Лесолуговые низкогорно-равнинные заболоченные
11
Темнохвойные южнотаежные пластовых равнин и
возвышенностей
12
Хвойно-широколиственные южнотаежные пласто¬
вых и низменных равнин
13
Лесные и лесостепные пластовых ярусных возвы-
ШРННПГТЛЙ
14
В
Степные
Луговые и лугово-степные низменных равнин
15
Степные пластовых ярусных равнин и возвышен¬
ностей
16
Степные и сухостепные пластово-ярусных равнин
и межгорных впадин
17
Степные и сухостепные низменных равнин
18
Степные и сухостепные пластовых равнин
19
Полупустынные низменных равнин
20
Г
Долин о-дельтовые полупустынь
21
Полупустын¬
ные и пус¬
Долино-дельтовые пустынь
22
тынные
Пустынно-солончаковые приморских равнин
23
Полупустынные и культурно-поливные лёссовых
предгорных равнин и межгорных котловин
24
Пустынные пластовых равнин и плато
25
Пустынные песчаные
26
Д
Г орные
Горные лугово-лесные
27
Горные лугово-лесо-сухостепные
28
Е
Субтропические влажнолесные низкогорий и низ¬
29
Лесные суб¬
тропические
менных равнин
и того же класса продолжительность криогенной метаморфизации
вод в холодное время года, а также их испарительной концен¬
трации в теплое время года. Криогенная метаморфизация по
направлению к югу уменьшается, а испарительная концентрация
156
Типы изменения природной среды в ландшафтно-геохимических район
при добыче нефти (по Глазовской, Пиковскому, Коронцевич, 1983)
а
со
s
е;
VO
4
н
Н о
ч
V
X -
* *
е О
*5
9S
а
о
л о
X X
2
S
ft
о
•е-
оо о
о *
и 5
и s
U V
3* X
О «
AS
в л
S
3 V
2 *
*1
а S3
its
z
5 а
s4
*$
ц
л. в
iI7a)
С s
о
00
к
о> «:
05
СЧ
ti
00
Ю
N
N
N
<A
CD
1
lO
rH
1
05
N
N
lO
N
Tf
СО СЧ
(N
v
S
в
w
У
>»
с
of
я
sf
к
2
■е-
о V
V с
* 3
5 о
О S
ft ж
® 5
0 S
35 £ н
6 £ 9
*: &
Б s
CL *
5
В
*
4
ft
оо
о
з
X
со
Ч
X
V
*
К
S
v
S
В
а
оо
о
м
4
ft
ю
о
о
к
и
о
ч
в
; с *1
2 в s
S = п
ft * 2
v :я &
НОЙ)
О (U
ft ffi
н о
S в
5 S
* S
№ *
5 «
5 ®
2 *
о п
ft 4
Я) Си
4
■е-
«
л
е;
и
ft
2
ft
о
•е-
X
3
а
о
§
®
v
5
X
4
00
о
м
4
ft
ю
О
м
V
X
W Ч
и и s
О ¥ СП
s o
ft О ft
* Н Я)
SГ
и Ч и
* I. *
о » о
НЧН
si Js,sl в
§В ®и в Н d ft
У«ВЙ.УН в
Vs ftS Л d
sS^SOgs; О
“3 x<4 ssg
M>»X00 X О jc ^ и
gft<DO 4 CU© t° S
OQftv H »i
2s WHoS о 5
*8
H 5
u °
rt> CD
СГ О
4 ft
Я в
£ >»
т ^
S *
2
e
2
ft
n
a
ft
x
d
X
V
S
00
о
и
и
V «5
=* 2
О В
в *©•
* ftS
2 и в
£ Й> *
S|S
£3g
Й ей *
£• о °
S ч
« * ?
S в."
в ю s
С О j
4 -ft
SSri
« s S
В d
A ft
5 ® c(
? fto
d ю e;
So d
ft в
О « d
■e- &*
n*s
fill
a 22.*
s §H
О « S
ft О x
x x d
S S 00
5 « о
л м M
£ft
Hg «*§
О w«x
5s §s
Z * OH
s V
S *? 70
^ £ s®
sS S хй
*' ^ os
HH
68;
<0
H
О
к
0
ю
00
н
и
1
VG
О
о
а
о
00
о
ft
S
в
в
§ а
U
>> X
4 2
00 в
Н £
о ч
& s
S -е-
ю о
О е;
О d
В
JQ
4
5
О
XXX
2 2 2
В В в
У У у
S S S
ft ft ft
ООО
н н н
00 90 00
а> о «
S S S
XXX
« 0)
е; ч е;
оо оо оо
о? о? о?
ООО
С С С
d
S
ft
о
■е-
X s
d н
ftX
ч 2
5s
d 2 «
ftA X
ь* ос
«is о
h
s ><
н 2
*0*в Ef
h!
^ и
IS
«2.»
3 = 2
Qh So
157
Продолжение табл. 39
158
Продолжение табл. 39
13, 17-25, 29
1-9
1-8, 10, 12, 15
14, 16, 17, 19,
20, 24, 27, 28
1, 2, И, 18,
21-23, 29
1-4
4-14, 16-20
8, 9, 12, 13, 15,
28, 29
21-24, 26, 28, 29
1-4, 10-11
5-10, 27-28
12-18, 27, 28
19-26, 29
*
Повсеместное загрязнение почвенно-грунтовых вод
Накопление устойчивых фракций нефти и нефтепро¬
дуктов с опастностью сероводородного заражения в
болотах
То же в озерах
—”— в водохранилищах
—”— в дельтах рек и на шельфах
Длительность процесса более 30 лет
То же от 10 до 25 лет
—”— от 5 до 10 лет
—”— менее 5 лет
Скорость самоочищения очень низкая
То же низкая
—”— умеренная
—”— высокая
CN
Восстановление раститель¬
ности
Самоочищение почв и повер¬
хностных вод от нефти
-
1 1
1 1
159
увеличивается Характеристику каждого типа районов можно
получить, анализируя вертикальные графы табл. 39.
Типы районов подразделены на подтипы в соответствии с
особенностями химического состава нефтей и извлекаемых с ни¬
ми пластовых вод. Совместное рассмотрение типов и подтипов
ландшафтно-геохимических районов дает возможность оценить
как степень опасности загрязнения для экосистем, так и возмож¬
ные пути трансформации загрязняющих веществ.
Для каждого ландшафтно-геохимического района может быть
определена в условных баллах относительная опасность повреж¬
дения среды. При введении индекса относительной опасности
учитываются общее число неблагоприятных факторов, их устой¬
чивость во времени, наличие токсичных компонентов в добывае¬
мой нефти, минерализация вод. В итоге выделено шесть града¬
ций, из которых меньшими баллами обладают районы, быстрее
восстанавливаемые, высокими баллами - более трудно восстанав¬
ливаемые (Глазовская, Пиковский, 1985).
Ландшафтно-геохимические районы, принадлежащие одной
ландшафтно-геохимической арене (одному крупному бассейну сто¬
ка), объединяются в ландшафтно-геохимические прогнозные об¬
ласти (ЛГО), представляющие собой каскадные ландшафтно-гео¬
химические системы высшего порядка или их крупные подсистемы,
имеющие промежуточную транзитную аккумуляцию в больших
водохранилищах. Границы ландшафтно-геохимических областей
совпадают с границами ландшафтно-геохимических арен и окон-
туривают бассейны рек с единым стоком. В каждой конкретной
Л ГО районы связаны между собой потоками вещества, основны¬
ми транзитными каналами для которой являются реки и общий
сток жидких и твердых продуктов со всей поверхности. Для ха¬
рактеристики условий, усиливающих или ограничивающих соп¬
ротивление техногенному воздействию на природную среду при
нефтедобыче в данной области, особое значение имеет располо¬
жение источников загрязнения в каскадной системе.
Поэтому при типологии областей учитывались, условия тран¬
зитной или конечной аккумуляции трансформации и рассеяния в
водной среде нефтепродуктов и минерализованных сточных вод,
положение в данной каскадной системе первично-загрязняемых
территорий.
По месту транзитной или конечной аккумуляции и услови¬
ям рассеяния техногенных продуктов ландшафтно-геохимические
области объединяются в семь групп:
1) области, охватывающие ландшафтно-геохимические арены
Северного Ледовитого океана; они наиболее опасны в отноше¬
нии бассейнового загрязнения пойм, стариц, дельт, астуариев,
всех донных отложений как аллювиальных, так и прибрежно¬
приморских устойчивыми нефтепродуктами;
160
2) области бассейна Тихого океана (Берингова, Охотского
и Японского морей); нефтегазоносные бассейны этих областей
захватывают не только сушу, но и область шельфа; ландшафтно¬
геохимические арены суши имеют небольшую протяженность, что
усиливает опасность загрязнения морских побережий и шель¬
фа; линейный характер ландшафтно-геохимических систем данной
группы областей способствует рассеянию загрязняющих веществ
вдоль побережий;
3) область бассейна Балтийского моря - Прибалтийская -
характеризуется теми же особенностями, что и группа 2;
4) области Черного и Азоьского морей (Днестровский, Днеп¬
ровский, Донецкий, Кубанский и Рионский каскады); ландшафтно¬
геохимические арены этих областей характеризуются более бла¬
гоприятными, чем в северных областях, условиями для самоочи¬
щения водных масс, почв и донных отложений;
5) области, принадлежащие бассейну Каспийского моря, вы¬
делены внутри крупной каскадной ЛГС Волги и открываются
непосредственно в Каспийское море или в крупные водохранили¬
ща, где так же происходит транзитная аккумуляция загрязняю¬
щих веществ; эта область закатывает, кроме нижних каскадов
Волжской арены, бассейн р. Урал, а также ряд замкнутых бас¬
сейнов; области данной группы контрастно отличаются друг от
друга; опасность загрязнения нефтью здесь увеличивается с юга
на север;
6) области, принадлежащие бассейну Аральского моря - Фер-
гано-Сырдарьинская и Амударьинская, захватывающие долины
крупных транзитных рек; бассейновое загрязнение ограничивает¬
ся долинами и дельтами Амударьи и Сырдарьи; загрязняющие
вещества попадают в Аральское море только транзитом, так как
нефтеносные районы на самом побережье отсутствуют; условия
разложения продуктов нефтяного загрязнения в этих областях
благоприятны;
7) области, принадлежащие бассейнам внутреннего стока, за¬
нимают замкнутые арены; для них характерны малые реки местно¬
го иссякающего стока со слепыми дельтами; вода части подобных
рек на предгорных равнинах Тянь-Шаня, Памиро-Алая и Копет-
дага разбирается на орошение; для этих областей характерен ряд
замкнутых ландшафтно-геохимических арен; водная миграция ог¬
раничена; локальное загрязнение нефтью и минерализованными
водами может достигать большой величины.
В пределах названных групп можно различать области по
положению находящихся в них Л ГР в общей каскадной систе¬
ме нефтегазоносных территорий, представляющих в настоящее
время или в будущем источник бассейнового загрязнения.
Области конечной аккумуляции в открытых аренах лежат в
шельфах открытых или внутренних морей. Но в шельфы выносят¬
ся не все продукты загрязнения, которые подвергаются переме¬
11 Пиковский
161
щению. Часть продуктов заканчивает свой транзит в различных
внутренних водоемах, в том числе искусственных водохранили¬
щах, в долинах рек.
7.2. Прогнозная модель загрязнения
ландшафтно-геохимической системы нефтью
Принципы построения модели. Комплексное ландшафтно¬
геохимическое районирование по типам изменения природной сре¬
ды при нефтедобыче позволяет построить качественную прогноз¬
ную модель загрязнения каскадной ландшафтно-геохимической
системы (КЛГС) нефтью. Ее задача - оценить среднегодовой
баланс техногенных потоков нефти в системе в целом с уче¬
том конкретных ландшафтно-геохимических условий. Построе¬
ние прогнозной модели загрязнения КЛГС нефтью основывалось
на принципах ландшафтно-геохимического районирования (Гла¬
зовская и др., 1983), моделирования миграционных процессов в
геохимических ландшафтах (Козловский, 1972) и районирования
территорий по условиям природной региональной миграции ве¬
щества (Глазовский, 1983).
Структура модели представляет собой четыре тесно взаимос¬
вязанных иерархических блока: 1) ландшафтно-геохимическая
арена (бассейн стока) 1-го порядка; 2) бассейн стока 2-го поряд¬
ка; 3) технобиогеом - физико-географический комплекс, харак¬
теризующийся относительно однородными условиями миграции,
трансформации и аккумуляции вещества определенного состава;
4) очаг техногенного давления - совокупность существующих и
потенциальных источников техногенных потоков загрязняющих
веществ внутри технобиогеома.
Внутри блоков различаются: подвижный резерв нефти и не¬
фтепродуктов, находящийся в каналах миграции, и неподвижный
(малоподвижный) резерв нефти и нефтепродуктов, накапливаю¬
щийся в областях транзитной аккумуляции - почвах и донных
отложениях. При развертывании модели во времени учитыва¬
ется как накопление нефти за все предыдущие годы, так и ее
перемещение в подвижный резерв с потоками-носителями (водой,
твердыми частицами).
Территориально всю каскадную ландшафтно-геохимическую
систему 1-го порядка можно представить как совокупность тех¬
нобиогеомов, соединенных системой каналов миграции. Поэтому
прогнозная модель загрязнений среды нефтью представляет собой
по существу функциональную модель каналов миграции, связы¬
вающих ее основные блоки. Блок-схема модели показана на
рис. 18. Рассмотрим основные структурные блоки прогнозной
миграционной модели.
162
й
ГТГ^Л у l~g~l-7 ГШ13 Г^~1*
Рис. 18. Блок-схема прогнозной модели загрязнения каскадной
ландшафтно-геохимической системы нефтью: 1 - ландшафтно¬
геохимический район; 2 - технобиогеом, S - технобиогеом с очагом
техногенного давления; 4 - каналы миграции КЛГС 2-го порядка
(а) и замыкающие створы (6); 5 - канал миграции главной речной
артерии (а) и расчетные створы (£); 6 - вход в каскадную Л ГС
1-го порядка
Очаги техногенного давления. Очаги техногенного давле¬
ния - это в основном совокупность нефтепромыслов и нефте¬
проводов, функционирующих в пределах данного технобиогеома.
Основные их характеристики - величина суммарной добычи не¬
фти за год, коэффициент потерь нефти в окружающую среду, а
также параметры состава нефти (например, относительное коли¬
чество легких фракций). Потоки из очага техногенного давления
в технобиогем - это внеландшафтные потоки. Нефть в них ведет
себя, как правило, как независимый (активный) мигрант, подчи¬
няясь силам гравитации. В следующих трех блоках она уже
будет входить в ландшафтно-геохимические потоки и вести себя
как зависимый 7тссивный) мигрант.
Технобиогеомы. Технобиогеом - это основной блок прогноз¬
ной модели, определяющий судьбу мигрантов. Он характеризует¬
ся почвенно-геохимическими условиями, влияющими на величины
накопления, разложения и распределения загрязняющих веществ
между подвижным и малоподвижным резервами. Основные пара¬
метры технобиогеома, включенные в прогнозную миграционную
модель: площадь загрязнения, нагрузка загрязняющих веществ
163
на единицу площади, удерживающая способность почв, препятст¬
вующая вымыванию нефти, степень дренированности ландшафта,
величина плоскостного жидкого и твердого стока, коэффициенты
испарения и деградации нефти за год, зависящие от термического
и окислительно-восстановительного режимов почв, “коэффициент
вымывания”, связанный с коэффициентами дренирования, удер¬
живания и величиной жидкого и твердого стока, '‘коэффициент
старения нефти”, замедляющий вымывание ее из почвы в после¬
дующие годы.
Бассейн стока 2-го порядка. По каналам миграции внутри
технобиогеома (плоскостной жидкий и твердый сток, подземный
сток) нефть попадает в речную систему каскадной ландшафтно¬
геохимической системы 2-го порядка, составляющую третий блок
прогнозной модели. Процессы трансформации загрязняющих ве¬
ществ в речной системе зависят от начальной концентрации нефти
в воде, среднего времени добегания нефти до замыкающего ство¬
ра, коэффициента самоочищения поверхностных вод.
Территория, занятая КЛГС 2-го порядка, включает несколько
различных технобиогеомов. Общая сумма загрязняющих веществ,
поступающих в бассейн в течение данного года:
т
РТ = У^AjSj,
j=i
где m - количество технобиогеомов, Sj - площадь загрязнения в
пределах j-го технобиогеома, Aj - количество нефти на единицу
площади j-технобиогеома, находящейся в подвижном резерве.
Эквивалентное миграционное поле каскадной ландшафтно-гео-
химической системы определяется коэффициентом самоочищения
поверхностных вод, суммарно характеризующим испарение, раз¬
ложение и осаждение нефти в речной системе. В этой части
модели вычисляется за рассматриваемый год количество нефти,
достигшей замыкающего створа речной системы, и количество не¬
фти, выпавшей в донный осадок, характеризуемое коэффициентом
осаждения нефти.
Общее количество нефти (Р3.с.)> достигшей замыкающего ство¬
ра речной системы, складывается из нефти, не успевшей спус¬
титься на дно или разложиться, и нефти, вновь поднявшейся со
дна вместе с влекомыми наносами.
Главная речная артерия КЛГС 1-го порядка. Миграци¬
онные потоки нефти из бассейнов стока 2-го порядка попадают
независимо друг от друга в главную речную артерию (ГРА) кас¬
кадной Л ГС 1-го порядка, которая является областью транзитной
аккумуляции загрязняющих веществ. Процессы переноса, транс¬
формации и осаждения нефти в ГРА моделируются по отдельным
164
отрезкам, заключенным между двумя замыкающими створами
КЛГС 2-го порядка.
Нефть, поступающая в рассматриваемый отрезок ГРА через
створ, на пути до г ■+■ 1 створа будет частично оседать на дно,
частично разлагаться и испаряться. Одновременно вода будет
загрязняться нефтью, поднимающейся со дна с влекомыми нано¬
сами. На i -Ь 1 створе в реку будут вливаться потоки нефти через
замыкающий створ г-f 1-го бассейна 2-го порядка. Все три состав¬
ляющих: нефть, дошедшая от i + 1 створа, нефть, поднявшаяся со
дна, и нефть, поступившая через замыкающий створ ^(Зс)> будут
определять среднегодовую концентрацию нефти на г + 1 створе
(Ct+i) На участке от г-го створа до i+1-го створа рассматривает¬
ся уравнение баланса, которое позволяет рекуррентно вычислять
концентрацию нефти на * + 1-м створе по концентрации нефти на
i-м створе. Количество нефти, осевшей на дно на участке от 1-го
створа до 1-И-го створа, определяется коэффициентом осаждения.
Выведение коэффициентов, характеризующих миграцию и ак¬
кумуляцию нефти в ландшафтно-геохимических системах, основы
ваетсл на данных полевых и лабораторных экспериментов, а так¬
же на данных, учитывающих ландшафтно-геохимические условия
территории Степень приближения полученных коэффициентов к
истинным значениям проверяется путем сравнения расчетных с
данными непосредственных наблюдений.
В качестве примера проведена детализация комплексного рай¬
онирования для территории Западно-Сибирской ЛГО (рис 19).
Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс занимает нижнюю
часть каскада Западно-Сибирского ЛГО. В ее пределах выделе¬
ны бассейны стока 2-го порядка (КЛГС-2), где производится или
будет производиться в течение ближайших 20 лет добыча нефти
Среди них имеются КЛГС концентрации (бассейны рек Парабель,
Васюган, Вах, Ватинский Еган, Тромъеган, Бол Юган, Бол Ба¬
лык, Минчимкина, Пим, Лямин, Бол. Салым, Конда) и линейные
КЛГС (бассейны частного стока между реками Тымь и Вах, Вах и
Ватинский Еган, Тромъеган и Минчимкина, Иртыш и Мал Обь)
Внутри районов выделены технобиогеомы (подрайоны), харак¬
теризующиеся относительно однородными для миграции и акку¬
муляции нефти определенного состава почвенно-геохимическими
и биоклиматическими условиями
В районах нефтедобычи Западно-Сибирской ЛГО выделено 19
типов гехнобиогеомов (табл. 40). Для них на основе эмпиричес¬
ких данных выведены коэффициенты дренирования, деградации,
испарения, удерживания, определено содержание легких фракций
в нефтях. Для бассейнов в целом учтены модули стока, расхо¬
ды воды на замыкающих створах, а также на расчетных створах
ГРА Оби.
Очаги техногенного давления характеризовались площадью
загрязнения внутри технобиогеома (эта площадь принималась
11*
165
Рис. 19. Районирование Западно-Сибирской ландшафтно-геохи¬
мической области по условиям миграции и аккумуляции нефти:
1 - граница нефтегазоносного бассейна; 2 - границы районов
(каскадных Л ГС 2-го порядка); 3 - границы технобиогеомов
(цифрами обозначены типы технобиогеомов по табл. 40); 4 ~
крупнейшие нефтяные пр'омыслы (очаги техногенного давления);
5 - территории, где нет добычи нефти. Названия районов: I -
Кеть-Васюганский; II - Тымский; III - Вахский; IV - Сургутский;
V - Салымско-Назымский; VI - Лемьянский; VII - Кондинский;
VIII - Бндырский; IX - Нижнеобский
равной сумме площадей месторождений); коэффициентами ежегод¬
ных потерь нефти, равными 0,25-0,30% от уровня годовой добычи.
Программа рассчитывала уровень нефтяного загрязнения разных
типов ландшафта (т/км2), количество нефти, осевшей в донных от¬
ложениях, среднегодовую концентрацию в Оби и на замыкающем
створе бассейна. Расчет производился на 30 лет (1976-2005 гг.)
в вариантах как плавного увеличения добычи, так и снижения
сбросов нефти в ландшафты. Для 1985-1986 гг. расчеты имели хо¬
рошую сходимость с данными прямых наблюдений. Полученные
данные показали, что без кардинальных мер по охране приро¬
ды Зап. Сибири уровень загрязнения большинства средних рек
Оби устойчиво превысит ПДК нефтепродуктов в несколько раз
(и даже на порядок).
166
Таблица 40
Типы, технобиогеомов Западно-Сибирской ландшафтно-геохимической
области (в границах Западно-Сибирского нефтегазового комплекса)
Основные почвенные ассоциации
Основные типы
добываемых нефтей
содержание легких
фракций,%
> 30 > 30 > 30 10-30 10-30
содержание серы,
< 0,5|< 0,5|^ 0,5{< 0,5|^ 0,5
содержание парафина, %
< 0,5^ 0,5|^ 0,5|^ 0,5|< 0,5
Средняя тайга
Подзолы иллювиально-железистые, подзолис-
го-элювиально-глееватые
Подзолисто-элювиально-глееватые с дерново-
средне-подзо л истыми глубинно-глееватыми
Подзолы иллювиально-гумусовые в сочетании
с торфянисто-перегнойно-глеевыми низинных
болот
Торфянисто-перегнойно-глеевые низинных бо¬
лот
Пойменные дерновые, торфянисто-перегнойно-
глеевые, иловато-глеевые
Южная тайга
Лерново-слабоподзолистые, глубинно-глеева-
тые, дерново-глеевые
Подзолисто-болотные и торфянисто-перегной¬
но-глеевые низинных болот
Пойменные оподзоленные пойменно-луговые
1
7
9
12
15
18
10
8
11
13
16
19
14
17
Из общего объема нефти, которая поступит за 30 лет в бас¬
сейн Оби, в неподвижном резерве почв оставляется 36%, в донных
отложениях речной сети бассейнов 2-го порядка - 8, в донных от¬
ложениях Оби - 24, в море будет вынесено около 5%. Деградации
и испарению в почвах и реках подвергнется около 27% разлитой
нефти Наиболее ранимыми окажутся гидроморфные ландшаф¬
ты - болота, заболоченные низины и др. В некоторых районах
количество нефти в них к 2000 г. может достичь 1-3 тыс. т/км2
ГЛАВА 8.
ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ
НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ КОМПЛЕКСОВ
8.1. Цели и задачи геоэкологического мониторинга
Геоэкологический мониторинг в широком смысле - это конт¬
роль воздействия недр, космоса, хозяйственной деятельности на
окружающую среду и географическую оболочку в целом. Нель ге¬
оэкологического мониторинга - упреждающий прогноз возможных
негативных воздействий на человека и окружающую его среду
различных групп факторов: 1) природных (землетрясений, извер¬
жений вулканов, лавин, селей и др.); 2) природно-техногенных
(работ геотехнических комплексов; скважин, шахт, плотин и др.);
3) техногенных (технологических и аварийных выбросов, механи¬
ческих нарушений почвенного покрова и др.).
Действенность геоэкологического мониторинга определяется
эффективностью его обратной связи: получаемые результаты
наблюдений необходимо учитывать для оптимизации размеще¬
ния производственных объектов, режимов их работы, нормирова¬
ния выбросов, быстрого восстановления нарушенных компонентов
среды.
Основа геоэкологического мониторинга - геоэкологическое
районирование, позволяющее отобрать для региона действую¬
щую здесь конкретную группу факторов - объектов мониторинга.
Геоэкологический мониторинг углеводородных потоков необхо¬
дим практически во всех природно-хозяйственных комплексах,
где происходят не только добыча и переработка нефти и газа, но
и их транспортировка и использование. Особенно это относится
к урбанизированным территориям с развитой системой производ¬
ства и транспорта, трассам нефтегазопродуктопроводов, желез¬
нодорожным и автомобильным магистралям, речным системам,
внутренним водоемам, прибрежным геосистемам “суша-море”.
Организация геоэкологического мониторинга нефтегазодобы¬
вающего комплекса (т.е. территории, связанной в единый природ-
но-хозяйственный узел), в котором тесно переплетены природные,
природно-техногенные и чисто техногенные факторы, довольно
сложная задача. Строительство нефтяных и газовых промыслов,
бурение скважин, добыча, транспортировка, подготовка и пере¬
работка нефти и газа влекут за собой активизацию вертикальных
(из недр) и латеральных (в ландшафтах) углеводородных пото¬
ков, процессов деградации природной среды, ухудшение условий
жизни и работы человека. Мониторинг призван оптимизировать
эти процессы, поддерживать равновесие между производством и
естественной средой обитания (экосистемой) человека.
168
Проектирование нефтегазодобывающего комплекса включает
прогнозную оценку его воздействия на окружающую среду и раз¬
работку мероприятий, снижающих негативный характер такого
воздействия. Мониторинг в процессе строительства и функ¬
ционирования комплекса должен контролировать эффективность
выполнения этих мероприятий и корректировать их по времени.
Ниже представлен примерный перечень факторов, действу¬
ющих на нефтегазодобывающем комплексе, а также возможных
откликов на них компонентов географической оболочки (вклю¬
чая человека). Представленный перечень может использоваться
при организации геоэкологического мониторинга для облегчения
систематизации и полноты сбора и анализа необходимой инфор¬
мации, требуемой для оценки воздействия на окружающую среду
нефтегазодобывающего производства.
Источники и виды воздействия
нефтегазодобывающего производства на
окружающую среду
1. Техногенные факторы
1.1. Строительство и обустройство
1.1.1. Строительство линий связи и электропередач
1.1.2. Строительство дорог и мостов
1.1.3. Строительство жилья и производственных помещений
1.1.4. Строительство трубопроводов
1.1.5. Строительство очистных сооружений, полигонов для складирования и
захоронения отходов
1.1.6. Прокладка трасс перетаскивания буровых установок
1.1.7. Подготовка площадок для отдельных скважин или для кустов скважин
1.1.8. Строительство амбаров и емкостей для буровых растворов и пластовых
жидкостей
1.2. Эксплуатация промысла
1.2.1. Бурение скважин
1.2.2. Испытания скважин
1.2.3. Промысловые исследования гкважин
1.2.4. Ремонт скважин
1.2.5. Эксплуатация трубопроводов
1.2.6. Кустовые насосные станции
1.2.7. Дожимные и перекачивающие насосные станции
1.2.8. Замерные устройства
1.2.9. Центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды
1.2.10. Факельные устройства
1.2.11. Установки компрессорного газлифта
1.2.12. Компрессорные станции перекачки нефтяного газа
1.2.13. Базы производственного обслуживания и материально-технического
снабжения
1.2.14. Транспорт, гаражи, автопарки
1.2.15. Складирование и захоронение отходов, сброс счищенных и неочищен¬
ных стоков
2. Природно-техногенные факторы
2.1. Отбор газа и жидкости из пластов
2.2. Закачка сточных вод в пласт
2.3. Законтурное и внутриконтурное заводнение
2.4. Другие способы воздействия на пласт
169
2.5. Влияние сейсмичности и тектонических движений на сооружения про¬
мысла
2.6. Вероятность влияния на промысел оползней, обвалов, лавин, селей
2.7. Дамбы и плотины
3. Аварийные ситуации
3.1. Разливы нефти и нефтепродуктов разного состава
3.2. Разливы пластовых вод разного состава
3.3. Разливы буровых растворов и буферных жидкостей
3.4. Разливы химических реагентов
3.5. Выбросы нефти и газа через факельные устройства
3.6. Открытое фонтанирование скважин
3.7. Пожары на буровых и эксплуатационных скважинах
A. Геологическая среда
А1 Режим нефтегазосодержащих пластов: изменение температуры, давле¬
ния, химического состава флюида, соотношения вода вода-нефть-газ,
вторичное минералообразование, сульфатредукция, образование водо¬
рода и сероводорода и др.
А2 Межпластовый переток флюидов, влекущий истощение запасов угле¬
водородов, образование новых (“техногенных’’) залежей, перераспреде¬
ление пластовых давлений и др.
АЗ Изменение химического состава и режима глубоких водоносных гори¬
зонтов
А4 Изменение инженерно-геологических условий месторождения
А5 Отток части жидкости и газа из недр на поверхность при тектони¬
ческой активизации, негерметичности искусственных каналов и других
причин: выходы газа, нефти, пластовой воды на поверхность, грифо-
нообразование, карстообразование, образование провалов, загрязнение
и засоление грунтовых вод
Б. Ландшафтообразующие процессы
Б1 Эрозия плоскостная и овражная
Б2 Эрозия береговая и русловая
БЗ Дефляция
Б4 Криогенез
Б5 Изменение рельефа
Б5а Проседание поверхности
Б5б Образование холмов, насыпей, выемок и карьеров
Б6 Изменение гидрологических условий
Бба Заболачивание, подтопление
Ббб Осушение
Ббв Образование искусственных озер, стариц, водотоков и водоемов
B. Атмосферный воздух
В1 Увеличение запыленности атмосферы
В2 Образование смогов, масляного тумана
ВЗ Увеличение концентрации в воздухе загрязняющих веществ:
ВЗа метана и его гомологов
ВЗб легких нефтяных фракцйй
ВЗв полициклических ароматических углеводородов (в том числе 3,4-
бензпирена)
ВЗг окислов серы
ВЗд сероводорода
ВЗе окислов азота
ВЗж окислов углерода
ВЗз ртути
ВЗи других токсичных соединений
Г. Поверхностные и грунтовые воды
Г1 Загрязнение поверхностных вод и донных отложений:
Па нефтью
Г1б серовод< родом
Г1в тяжелыми металлами
Г1г другими токсичными соединениями
170
Г2 Эвтрификация водоемов
ГЗ Деградация болот
Г4 Загрязнение грунтовых вод в результате гравитационного просачива¬
ния загрязняющих веществ:
Г4а нефти и нефтепродуктов
Г46 соленых вод
Г4в других токсичных соединений
Г5 Загрязнение грунтовых вод в результате попадания загрязняющих ве¬
ществ непосредственно в водоносные горизоны
Гб Загрязнение грунтовых вод в результате латерального движения через
загрязненные грунты
Г7 Загрязнение грунтовых вод в результате восходящих потоков загряз¬
няющих веществ из недр (углеводородов, солей, сероводородов, ртути
и других)
Г8. Истощение водоносных горизонтов
Д. Почвы
Д1 Снятие или механическое повреждение плодородного слоя
Л2 Загрязнение почв в результате разливов на поверхности или атмос¬
ферных выпадений:
Л2а нефти и нефтепродуктов
Л2б пластовых вод, солей
Л2в продуктов неполного сгорания газа, конденсата, нефти (в том числе
полициклических ароматических углеводородов)
Л2г токсичных веществ с испарительных площадок
Л2д ртути и других токсичных соединений
Л2е радиоактивных веществ
ЛЗ Изменение морфологии почвенного профиля и физико-химических свой¬
ств почв:
ЛЗа деградация отдельных генетических горизонтов почв
ЛЗб образование насыпных и погребенных техногенных горизонтов почв
ЛЗв цементация
ЛЗг оструктуривание
ЛЗд оглеение
ЛЗе другие изменения
Л4 Падение плодородия почв
Л5 Поступление дополнительных питательных веществ, увеличение пло¬
дородия
Б. Растительность и животный мир
Е1 Деградация леса в результате вырубки
Е2 Деградация леса в результате химического или термического воздей¬
ствия
ЕЗ Лесные пожары
Е4 Деградация травянистой и кустарничковой растительности
Е5 Усиление роста травянистой и кустарничковой растительности, явле¬
ния гигантизма
Еб Появление вторичных растительных сообществ:
Еба болот
Ебб лугов
Е7 Накопление в растениях токсичных элементов и соединений
Е8 Исчезновение и заморы ихтиофауны в реках и водоемах
Е9 Обеднение видового состава и уменьшение численности птиц и мле¬
копитающих
Ж. Население
Ж1 Снижение качества пищи, ухудшение здоровья и уменьшение продол¬
жительности жизни людей
Ж2 Сокращение природных ресурсов для промыслов коренного населения
(охоты, рыболовства, скотоводства и других)
ЖЗ Уменьшение доли коренного населения, ограничение возможности для
него заниматься традиционными видами хозяйственной деятельности
171
Ж4 Уменьшение или увеличение общей численности населения, изменение
его возрастного состава
Ж5 Изменение структуры занятости населения
Ж6 Улучшение или ухудшение социально-бытовых условий
Ж7 Усиление или снижение социальной напряженности, ухудшение или
улучшение жизненной комфортности у отдельных групп населения
8.2. Некоторые методы геоэкологического
мониторинга
Исследование близповерхностного геохимического поля.
Состояние близповерхностного геохимического поля имеет важ¬
нейшее практическое значение для стратегии и технологии раз¬
работки нефтяных и газовых месторождений. Блоковая струк¬
тура месторождений, периодическая активизация тектонической
деятельности, нарушение естественного режима пластов в резуль¬
тате разведочного и эксплуатационного бурения, наличие флю¬
идных резервуаров с аномально высокими (АВПД) и аномально
низкими пластовыми давлениями (АНГ1Д) создают предпосылки
для межпластового перераспределения огромных объемов газа,
жидких углеводородов и воды. Создание искусственных кана¬
лов “пласт-земная поверхность” в ходе освоения месторождения
приводит к возникновению субвертикальных флюидных потоков,
образованию неглубоких скоплений нефти, горючего газа, воз¬
никновению грифонов, загрязнению атмосферы, почв, водоносных
горизонтов. Эти явления усиливаются в связи с тектонической ак¬
тивизацией, в результате которой природные флюиды используют
обновляющиеся естественные зоны трещиноватости. Провоциру¬
ют газовожидкостные потоки также мощные взрывы в скважинах,
производящиеся для создания искусственных резервуаров. В
истории освоения нефтегазовых месторождений известно много
примеров катастрофических аварий на глубоких скважинах, выз¬
ванных созданием проницаемых каналов и подтоком пластовой
жидкости и газа к поверхности. Для любого эксплуатируемого
месторождения нефти и природного газа, особенного крупного,
актуальны вопросы ранней (доаварийной) диагностики зон ак¬
тивного подтока пластовых флюидов к поверхности, изучение
их поведения в приповерхностной зоне, прогнозирование возмож¬
ных последствий перетоков и своевременное принятие мер для
предупреждения и уменьшения негативных явлений. Появление
грифонов и возможных аварийных фонтанов агрессивного серово¬
дородного газа могут привести к экологической катастрофе. Из
этого следуют необходимость организации системы контроля за
потоками флюидов из газонасыщенных зон к поверхности, своев¬
ременная фиксация появления углеводородных, cei эводород тых и
иных аномалий на естественном геохимическом 4 1е> естествен¬
ных каналов, по которым возможны перетоки флюидов с глубины.
172
В этих целях в первую очередь необходимы выработка методи¬
ки контроля за состоянием близповерхностного геохимического
поля месторождения, выявление наиболее информативных геохи¬
мических показателей его состояния. Такой контроль -- важная
составная часть геоэкологического мониторинга.
Среди информативных признаков состояния геохимического
поля месторождения необходимо выделять две группы геохими¬
ческих показателей: 1) динамические - свободные газы и другие
подвижные вещества в почвах, грунтах, атмосфере и водах; 2) ста¬
тические - следы миграции вещества, зафиксированные в почвах и
грунтах в виде сорбированных соединений или вторичных измене¬
ний органического и минерального вещества. Первые существуют
временно, в период постоянного подтока газа из глубоких гори¬
зонтов. Они определяются в составе почвенного и подпочвенного
воздуха, а также в приземной атмосфере. К ним относятся угле¬
водородные газы, иеуглеводородные газовые компоненты, ртуть.
Из геофизических параметров к динамическим показателям отно¬
сится величина теплового потока. При временном прекращении
или изменении газового потока с глубины динамическая аномалия
может исчезнуть или переместиться в другое место.
Статические показатели фиксируют долговременные потоки
флюидов, вещество которых сорбируется минеральными или ор¬
ганическими частицами горных пород и почв и переходит в не¬
подвижное состояние. Газовые компоненты при этом могут испы¬
тывать биогеохимические или каталитические преобразования,
превращаться в легкие битуминозные вещества, одновременно
возникают минеральные новообразования и изменения в составе
органического вещества, например образование полициклических
ароматических углеводородов. С помощью статических показате¬
лей выявляется долгоживующие каналы миграции, т.е. наиболее
опасные места, подлежащие контролю.
Информативность динамических и статических показателей за¬
висит от соответствия условий образования тех или иных компо¬
нентов условиям поверхности. Среди динамических показателей
информативны тяжелые предельные и непредельные углеводоро¬
ды в почвенном и подпочвенном воздухе, пары ртути, углекисло¬
та, водород, продукты радиоактивных эманаций, сернистые газы.
Из статических показаний высокой информативностью обладают
полициклические ароматические углеводороды (ПАУ) в составе
эпигенетичного битуминозного веществ почв и грунтов.
Перечисленные выше показатели служат прямыми признаками
перетока флюидов к поверхности или техногенного загрязнения.
Исключить вариант технологического загрязнения можно путем
отбора проб с глубины (5-10 м), а также анализа возможных
источников поступления вещества и закономерностей его прост¬
ранственного распределения.
173
Геоэкологический мониторинг геохимического поля нефтяно¬
го или газового месторождения проводится на базе крупномас¬
штабного геоэкологического районирования. Составные части
такого районирования - ландшафтно-геохимическая карта с вы¬
делением на ней условий миграции, аккумуляции и разложения
органических и неорганических химических соединений; карта
морфоструктурного (геодинамического) районирования с выделе¬
нием современной мелкоблоковой структуры и наиболее актив¬
ных морфоструктурных узлов; карта размещения хозяйственных
объектов и геотехнических комплексов (карта обустройства мес¬
торождения). Этих материалов вполне достаточно для создания
геоэкологической сети контроля за разработкой месторождения.
Комплексная люминесцентная диагностика состояния
природной среды. Изучение процессов миграции нефти и не¬
фтепродуктов в ландшафтах и влияния этих веществ на почвы, во¬
ды, растительность и животный мир можно эффективно проводить
при наличии доступных для массовых исследований средств ди¬
агностики загрязнения природной среды и ее ответных реакций
на это загрязнение.
В обширном арсенале средств диагностики природной среды
важное место занимают люминесцентные методы. Несмотря на
ограниченность области применения и трудности аналитической
интерпретации, они эффективны при комплексировании геохими¬
ческих и экологических исследований, что дает стимул для их
развития.
В большей степени это относится к диагностике битуминозных
веществ, полициклических ароматических углеводородов (ПАУ),
нефти, нефтепродуктов в природных средах, изучению влияния
этих веществ на экологическую ситуацию. Люминесценция - одно
из важных свойств нефти и битуминозных веществ, связанных с
их составом.
Флуоресценция и длительное послесвечение отражают фото-
синтетическую функцию фотоавтотрофных организмов. Совре¬
менный уровень люминесцентных исследований этих объектов
позволяет получать важную информацию о состоянии экосистем.
Люминесцентные методы отличаются рядом особенностей.
1. Практическая неизменяемость объекта в процессе иссле¬
дования. Органические соединения не подвергаются жестким
воздействиям, а растительные организмы изучаются “in-vivo”.
2. Проба сохраняется на протяжении всего цикла исследова¬
ний. Одни и те же измерения можно неоднократно повторить,
после чего эта же проба может быть проанализирована другими
методами.
3. Очень высокая чувствительность, позволяющая визуаль¬
но обнаружить концентрацию нефти в растворе 1 • 10~6 г/мл, а
инструментально зафиксировать индивидуальные соединения в
концентрации 10~1О-10~и г/мл.
174
4. Экспрессность, массовые измерения в отношении наиболее
простых методик.
5. Возможность непрерывных наблюдений за люминесценцией
объекта как в пространстве, так и во времени.
6. Возможность дистанционных измерений.
7. Широкие возможности применения методов в полевых ус¬
ловиях.
Принципы люминесцентной диагностики битуминозных ве¬
ществ в природных средах разработаны В.Н. Флоровской и
В.Г. Мелковым с сотрудниками (Флоровская, Мелков, 1946; Фло-
ровская, 1957; Флоровская и др., 1981). Дальнейшее развитие
этих методов позволило применить их для геоэкологического мо¬
ниторинга.
Один из важных вопросов диагностики - распознавание среди
углеводородных продуктов почвообразования нефтяных компонен¬
тов, внедрившихся в почвенную среду с техногенными потоками.
Все разнообразие битуминозных веществ в почвах вблизи ис¬
точников загрязнения и прилегающих территорий разделяется
на три большие группы: 1) почвенные битуминозные вещества -
липидная фракция органического вещества почв; 2) нефтяные,
представляющие собой компоненты нефти, впитавшиеся в почву и
сорбированные почвенными частицами; 3) смешанные, представ¬
ляющие собой смесь почвенных липидов и продуктов региональ¬
ного загрязнения почв, находящихся близко друг к другу в коли¬
чественных отношениях. Эти группы диагносцируются по их лю¬
минесцентным и люминесцентно-спектральным характеристикам.
Смешанные и почвенные битуминозные вещества образуют
тот региональный фон, на котором проявляют себя техногенные
потоки нефтяных веществ от конкретных источников загрязнения.
Почвенные битумоиды, извлекаемые нейтральными раствори¬
телями, в целом составляют малую часть органического вещества
почвы и резко отличаются от нефтяных компонентов по соот¬
ношению отдельных классов углеводородов и неуглеводородных
соединений. В этом смысле распознавание углеводородного заг¬
рязнения на фоне собственных (фоновых) битуминозных веществ
почв больших трудностей не представляет. Для лесных почв хо¬
рошим критерием служит, например, отсутствие люминесценции
гексановых элюатов в фоновых пробах, что говорит о крайне
низком содержании в них ароматических углеводородов и легких
смол. Типичные для нефти смолисто-асфальтеновые вещества
также отсутствуют в почвенных липидах, но в растворах по¬
лярных органических растворителей разделить смесь липидов и
смолисто-асфальтеновых веществ очень трудно. Вместе с тем ха¬
рактерные цвета люминесценции смол и асфальтенов позволяют
довольно уверенно диагносцировать их в битумоиде загрязненной
почвы. Отдельные индивидуальные соединения почв и нефти мо¬
175
гут иметь структурные сходства, но сочетание индивидуальных
углеводородов в нефти и почвенных липидах различно.
Группа ‘‘смешанных” битуминозных веществ наиболее четко
проявляется в районах, не подверженных прямому техногенному
воздействию, в том числе на заповедных территориях. Почвы
в этих районах содержат некоторое количество углеводородов
аллохтонного происхождения. Эти углеводороды проникают в
почвы из атмосферных выпадений (с дождем, пылью, снегом) или
приносятся водными потоками с загрязненных участков. Углево¬
дороды могут оказаться в фоновых почвах в результате хозяйст¬
венной деятельности в современную или прошлые эпохи. Обыч¬
но количество таких углеводородов сопоставимо с количеством
углеводородов в почвенных липидах. Битуминозные вещества,
извлеченные нейтральными органическими растворителями, со¬
держат смесь аллохтонных и автохтонных углеводородов, трудно
разделимых аналитически. Такая смесь отличается по составу
и люминесцентным свойствам как от собственно почвенных биту¬
моидов, так и от нефтяных углеводородов. Эти отличия можно
зафиксировать по цвету люминесценции капиллярных вытяжек, а
также по набору полициклических ароматических углеводородов.
В составе последних, особенно в верхних горизонтах, отмечается
присутствие 3,4-бензпирена, 1,12-бензперилена, пиренов и других
4-7-ядерных замещенных и незамещенных углеводородов.
Смешанные битуминозные вещества характеризуют регио¬
нальное загрязнение района. Их содержание на один-два поряд¬
ка ниже, чем содержание углеводородов из импактных нефтяных
техногенных потоков.
Некоторые критерии диагностики битумоидов всех трех групп,
позволяющие проводить экспрессное распознавание их в почвах,
приведены в табл. 41.
Эффективный метод люминесцентной индикации леводород¬
ных потоков в окружающей среде - диагностика полициклических
ароматических углеводородов (ПАУ) методами спектрофлуори-
метрического анализа при низких температурах (“спектроскопия
Шпольского”). Выше (ч. 1) была показана роль ПАУ как инди¬
каторов литосферных потоков углеводородов. Не менее важное
значение они имеют и как индикаторы техногенного загрязне¬
ния. Присутствие этих углеводородов в технологических отходах
различных производств, отопительных систем, выбросах двига¬
телей внутреннего сгорания в настоящее время широко известно
(Шабад, 1973). Методы геоэкологического мониторинга с ис¬
пользованием исследования ПАУ имеют большие перспективы в
будущем. Кроме того, ПАУ - это и объект мониторинга, так
как эти углеводороды, обладая сильным канцерогенным и мута¬
генным действием, входят в число приоритетных загрязнителей
окружающей среды. Мониторинг ПАУ регулярно ведется во
176
Таблица 41
Диагностические люминисцентные признаки битумоидов
разных генетических групп в фоновых и загрязненных почвах
Г енети-
ческая
группа
битуми¬
нозных
веществ
Подгруппа
Цвет капиллярных вытяжек в УФ
лучах с Л = 365 Нм
Соотношение
гексаново¬
го и хло¬
роформного
битумоидов,
ГБ/ХБ
гексановый би-
тумоид (ГБ)
хлороформный
битумоид (ХБ)
Липид¬
ная (“фо¬
новая”)
Лесные под¬
золистые и
дерново-под-
золистые поч¬
вы
Черноземы
и болотные
почвы
Отсутсвие лю-
минесцирую-
щей зоны
Бледно-голу¬
бой с красной
полосой
Розово-серый,
желто-серый,
бледно-оранже¬
вый (тусклый)
Розовый, корич¬
невато-красный
менее 0,1
менее 0,1
Смешан¬
ная (ли-
пидно-
нефтя-
ная)
Региональное
загрязнение
через атмос¬
ферные выпа¬
дения
Региональное
загрязнение
через водные
потоки
Бледно-голу-
бой, голубова¬
то-серый (туск¬
лый)
Голубой, серо-
вато-голубой,
беловато-жел¬
тый
Желтый, бело-
вато-желтый,
оранжевый
(тусклый)
Оранжевый,
желтый, серова¬
то-коричневый,
светло-коричне-
вый
1
1
Нефтя¬
ная
Неокисленная
нефть (моло¬
дое загрязне¬
ние)
Нефть с при¬
знаками окис¬
ления (старое
загрязнение)
Яркие желтый,
светло-коричне¬
вый, коричне¬
вый
Голубой, жел¬
товато-голубой,
оранжево-голу¬
бой, беловато¬
желтый
Темно-коричне¬
вый, коричне¬
вый различных
оттенков
Коричневый,
темно-коричне¬
вый
3
1
многих странах мира как на фоновом, так и на импактном уров¬
нях. Результаты фонового мониторинга ПАУ обобщены в ряде
монографий (Ровинский и др., 1988; Теплицкая и др., 1989).
Широкие возможности изучения ПАУ в геоэкологическом мо¬
ниторинге открываются, как уже было сказано, благодаря их ин¬
дикационным свойствам, которые можно использовать, например,
для решения таких задач, как выявление источников возникно¬
вения техногенных аномалий углеводородов или оценка степени
адаптации экосистем к воздействию техногенных факторов.
Одна из важных особенностей комплексного люминесцент¬
ного исследования окружающей среды при решении эколого¬
геохимических задач - это включение в цикл исследований в
качестве обязательного звена наблюдений за кинетикой люминес¬
ценции живых клеток фотоавтотрофов. При т^ком комплексирова-
нии определяется характер изменения геохими кой обстановки
среды и отклика на эти изменения наиболее увствительного
аппарата автотрофов - фотосинтеза. Это позь 1яет получить
12 Пиковский
177
качественно новую информацию, решать такие задачи, которые
нельзя получить или решить геохимическими и биологическими
методами в отдельности. В этой связи начато практическое
использование явлений длительного послесвечения (ЛПС) для
изучения фотосинтетической функции, применительно к воздейст¬
вию на автотрофный компонент нефтяного загрязнения, а явление
флуоресценции - для изучения изменения продуктивности клеток
водных растений (Веселовский. Вшивцев, 1988).
В качестве метода комплексной люминесцентной диагностики
природной среды предложен физиолого-геохимический контроль
состояния экосистемы. Этот метод основан на комплексирова-
нии экологической физиологии растений и геохимии ландшафта.
Задача физиолого-геохимического контроля - инструментальное
изучение фотосинтетической функции фитоценоза - и определение
характера изменения этой функции во времени, устанавливающий
связи этой функции с уровнем концентрации и стадии трансфор¬
мации загрязняющих веществ (см. cxeiMy).
Возможные состояния фотосинтетической активности (ФСА)
фотоавтотрофов и возможные переходы между состояниями
I
Нормальное состояние.
ФСА (первичная про¬
дукция на уровне ес¬
тественного поля для
данной природной зо¬
ны)
II
Увеличение ФСА (на¬
блюдается усиленный
рост первичной про¬
дукции по сравнению “
с нормой для данной
природной зоны до оп¬
ределенного уровня)
III
Уменьшение ФСА (на¬
блюдается снижение
роста первичной про-
' дукции по сравнению
с нормой для данной
природной зоны до оп¬
ределенного уровня)
IV
Прекращение ФСА (при
отсутствии морфологи- «
ческих изменений)
Возможные переходы между состояниями:
1) I-II-I 3) I-III-I
2) I-III-IV 2)
3) I-III-I
2) I-II-I-III-]
IV
Физиолого-геохимический метод включает комплекс люминес¬
центных исследований, позволяющий одновременно определять
уровень загрязнения среды нефтью и нефтепродуктами, фотосин¬
тетическую функцию и продуктивность фотоавтотрофов, нахо¬
дящихся в загрязненной среде. Метод был опробован на ряде
178
различных объектов и позволил дать более полную и надежную
оценку состояния среды, загрязненной углеводородами.
Таким образом, методологические основы использования комп¬
лексного люминесцентного анализа окружающей среды базируют¬
ся на следующих положениях: 1) получение различной информа¬
ции о косном веществе и биоте достигается на едином комплексе
люминесцентного оборудования; 2) характеристика вещества в
пространстве и во времени, его взаимоотношение со средой - обя¬
зательное условие для правильной интерпретации геохимических
данных; 3) экологическая интерпретация может быть проведена
только при анализе: среда-отклик, проведеным с повторением в
определенном временном интервале; 4) комплексирование люми¬
несцентных и других методов изучения вещества, биопродукции,
окружающей среды; 5) применение люминесцентных методов не
может быть целиком автономным, они не заменяют никакие другие
методы. Неверно вообще говорить о преимуществе каких-то одних
методов над другими. Любой метод, в том числе люминесцентный,
имеет свою ограниченную область применения, свои трудности.
Вопрос заключается лишь в том, какой оптимальный комплекс
методов разумно применить при решении определенной задачи.
8.3. Вопросы нормирования загрязнения среды
нефтью и нефтепродуктами
Общие вопросы нормирования загрязнения почв. Загрязне¬
ние почв, грунтов и водных объектов углеводородами происходит
фактически повсеместно. Источниками нефтепродуктов в боль¬
шинстве случаев являются моторные топлива и смазанные масла,
необходимые для работы транспортных средств. Поэтому поч¬
вы любого района, где происходит хозяйственная деятельность
людей и есть дороги, содержат нефтепродукты в той или иной
концентрации. Для каждого района имеется свой региональный
геохимический фон содержания углеводородов в почвах, попавших
в нее из атмосферы или с дождевым и талым стоком. Этот фон
изменяется в широких пределах - от 10 до 500 мг на 1 кг сухого
веса почвы или грунта. В этих пределах нефтепродукты, если они
не содержат много ароматических углеводородов и токсических
примесей, не оказывают заметного вредного влияния на окружа¬
ющую среду, а при некоторых условиях даже стимулируют рост
растений (Ellis, Adams, 1961; Алиев, Гаджиев, 1977).
Почвы и грунты считаются загрязненными, когда концентра¬
ция нефтепродуктов в них достигает такой величины, при которой
начинаются негативные экологические изменения в окружающей
среде, а именно: нарушается экологическое равновесие в поч¬
венной экосистеме; гибнут почвенные животные, падает продук¬
тивность или наступает гибель растений; происходит изменение
179
морфологии, водно-физических свойств почв, падает их плодоро¬
дие; создается опасность загрязнения подземных и поверхностных
вод в результате вымывания нефтепродуктов из почвы или грунта
и их растворения в воде.
Минимальный уровень содержания нефтепродуктов в почвах и
грунтах, выше которого наступает ухудшение качества природ¬
ной среды, можно назвать верхним безопасным пределом концен¬
трации, или пределом допустимой концентрации (ПДК). Г1ДК
нефтепродуктов в почвах в большинстве стран не установлен, так
как он зависит от сочетания многих факторов: типа, состава и
свойств почв и грунтов, климатических условий, состава неф¬
тепродуктов, типа растительности, типа землепользования и др.
Эти нормы должны вырабатываться для определенного района и
определенного типа почв.
Для нормирования загрязнения почв нефтепродуктами уста¬
новление ПДК, или верхнего безопасного предела концентрации,
недостаточно. Природные экосистемы обладают большим по¬
тенциалом к самоочищению, в них активно действуют физико¬
химические и микробиологические процессы разрушения углево¬
дородов. Поэтому если вовремя устранить источник загрязнения,
то концентрация нефтепродуктов в почвах будет снижаться, пока
не достигнет безопасного уровня. Проводить в таких случаях
специальные работы нецелесообразно с экологической точки зре¬
ния, так как при этом можно еще боьше нарушить почвенную
экосистему. Необходимо установить уровень концентрации неф¬
тепродуктов в почвах и грунтах, выше которого почва не может
сама справиться с загрязнением, ее потенциал самоочищения не
работает. Этот уровень можно назвать пределом потенциала
самоочищения (ППС).
Почвы, содержащие нефтепродукты выше ППС, подлежат сана¬
ции и рекультивации, так как без этих мероприятий они не выйдут
из стадии деградации и будут оказьюать устойчивое негативное
влияние на окружающую среду.
Количественный подход к нормированию содержания нефтеп¬
родуктов в почвах в различных странах зависит как от характера
региональной загрязненности среды, степени ее индустриализа¬
ции, так и от физико-географических условий, облегчающих или
затрудняющих самоочищение среды.
Например, в Нидерландах в качестве исходного уровня для
оценки загрязненности почв принята система “фоновых уровней”
(“reference”), представляющая собой региональный фон содержа¬
ния токсичных элементов и веществ, характерный для территории
Нидерландов (Wet Chemishe Afvalstoffen (WCA), 26.05.77.).
Фоновые уровни загрязняющих веществ в Нидерландах приня¬
ты как минимальные для оценки загрязнения почв и грунтовых вод
(сигнальный уровень I). Кроме того, приняты еще два уровня для
180
оценки степени загрязнения, в зависимости от которых необходи¬
мо проведение тех или иных мероприятий по охране природной
среды. Сигнальный уровень II - повышенное загрязнение, в
этом случае необходимы наблюдения за динамикой загрязнения,
установление и устранение причины загрязнения. Сигнальный
уровень III - высокое загрязнение: необходима срочная очистка
почв и грунтовых вод.
Фоновое содержание органических загрязняющих веществ для
почв дифференцировано в зависимости от общего содержания гу¬
муса в почве. Ниже приводятся таблицы фоновых и сигнальных
уровней нефтепродуктов и полициклических ароматических угле¬
водородов для Нидерландов, взятые из “Справочника по очистке
почв” (VROM, Concept Leidraad Bodemsanering, Leidschendam, afl.4,
1988, P. II—4.) (табл. 42, 43).
Таким образом, нормативные акты Голландии предусматрива¬
ют проведение мероприятий по очистке почв и грунтов от нефтеп¬
родуктов при концентрации от 5000 мг/кг (выше 0,5% по весу на
сухое вещество) и по очистке грунтовых вод при концентрациях
нефтепродуктов выше 0,6 мг/л.
В обзоре по восстановлению почв, составленном профессором
факультета почвоведения университета штата Альберта (Канада)
Мак Лжи лом (McGill, 1977), приводятся данные исследователей
различных стран по установлению безопасных пределов содержа¬
ния нефти и нефтепродуктов в почвах. Эти данные существенно
отличаются из-за различий в климате и в типах почв тех мест, где
проводились опыты. Верхний безопасный уровень нефти в почве
0,1% (1000 мг/кг). Начало серьезного ущерба отмечалось при со¬
держании около 2,0% нефти в почвах (20 000 мг/кг). Прекращение
роста растений наблюдалось при внесении 400 мл нефти на 10 кг
почвы (примерно 3500 мг на 1 кг сырой почвы).
В результате обобщения мирового опыта и данных, получен¬
ных опытным путем, профессором Мак Джилом составлена ори¬
ентировочная нормативная таблица содержаний нефтепродуктов
в почве, подлежащей рекультивации (табл. 44).
В условиях провинции Альберта рекультивация верхнего слоя
почвы может быть закончена: при 25000 мг/кг нефтепродукта за
1 год, при 60000 мг/кг - за 3 года (Toogood, McGill, 1977).
Таким образом, приведенные выше данные показывают, что
мероприятия по восстановлению почв целесообразно применять
при степени загрязнения выше 2%, т.е. выше 20000 мг/кг.
В нашей стране в различных природных зонах проведены на¬
блюдения за скоростью самоочищения почв и восстановления
растительности при дозированном поступлении нефти и нефтеп¬
родуктов, а также по установлению уровня загрязнения почв,
подлежащих рекультивации.
Для дерново-подзолистых и серых лесных почв южнотаежной
зоны экспериментально установлено, что при внесении в поч-
12*
181
Таблица 42
Фоновые уровни для токсичных органичесгих
соединений в грунтах Нидерландов
Вещество
Фоновые уровни для почв и грун¬
тов, содержащих 10% органи¬
ческого вещества (Я) (на сухое
вещество)
Полициклические ароматические углеводороды
нафталин, хризен
фенантрен, антрацен, флуорантен,
бенз(а)пирен
бензантрацен
бенз(к)флуорантен, 1,12-бензпери-
лен, 2,3-орто-фениленпирен
меньше 100 мкг/кг
меньше 100 мкг/кг
меньше 1 мг/кг
меньше 10 мг/кг
Нефтепродукты
общее содержание
октан, гептан
менее 50 мг/кг
менее 1 мг/кг
Примечание. Пересчет содержания фоновых уровней для почв и грун¬
тов с различным содержанием органического вещества (Н) производится
по формулам:
ЛН 0-2%
RH 2-30%
30%
Например, фоновый уровень R нефтепродуктов для грунтов, содержащих
органическое вещество менее 2%, будет равен
50
R = — ‘ 2 = Юмг/кг;
для почв и грунтов с содержанием органического вещества 5% фоновое
содержание нефтепродуктов будет равно
50
R = — • 5 = 25мг/кг,
10 '
ву менее 10 л/м2 нефти самоочищение достигается относительно
быстро, и уже через год посеянные травы без каких-либо спе¬
циальных работ по рекультивации дают нормальную продукцию.
Остаточное содержание нефти в почве при нагрузке 8 л/м2 состав¬
ляло через 1 месяц 3300 мг/кг, через 16 месяцев 750 мг/кг. При
концентрациях в два раза больших (16 л/м2) процесс самоочи¬
щения шел медленней, а при нагрузке 24 л/м2 уже требовались
Я_
10
Я_
10
Д.
ю
2,
Н,
= ~30,
182
Таблица 43
Сигнальные уровни содержания полициклических ароматических
углеводородов и нефтепродуктов в почвах и грунтовых водах
Вещество
Сигнальные уровни
почва, мг/кг
II
III
грунтовая вода, мкг/л
I
II
III
Полициклические
ароматиические
углеводороды
(в целом для
10 веществ)
3,4-Бензпирен
Н ефтеп роду кты
1,0
0,1
50,0
20,0
1,0
1000,0
200,0
10,0
5000,0
0,005*
50,0*
10,0
0,2
200,0
40.0
1.0
600.0
Предел обнаружения.
Таблица 44
Относительная степень трудности восстановления почв.
содержащих различные количества нефти (McGill, 1977)
Степень
повреждения
нефти (по весу)
минеральная
часть почвы
органическая
часть почвы
Легкая - умеренная
Умеренная - высокая
Высокая - очень высокая
0,5-2
2-5
больше 5
4-15
15-75
больше 75
П римечание. Умеренная степень: некоторое уменьшение рос¬
та растительности, если не принимать никаких мер; временное
повреждение. Высокая степень: только некоторые растения нор¬
мально развиваются, при осторожном регулировании они остаются
зелеными; можно восстановить почву в течение трех лет. Без
рекультивации самовосстановление займет в два-три раза больше
времени. Очень высокая степень: нефть пропитывает почву на
глубину 10 см, только очень немногие растения выживают; при
правильной рекультивации почва может быть восстановлена за 3-5
лет; без этого восстановление может занять 20 лет и более.
специальные мероприятия для восстановления плодородия почвы
(Восстановление ..., 1988).
Для черноземной зоны Украины А.Я. Демидиенко и В.М. Де-
мурджан разработаны следующие степени градации загрязнения
почв нефтью и нефтепродуктами (Восстановление ..., 1988):
Незагрязненные почвы
Слабое загрязнение
Среднее загрязнение
Сильное загрязнение
Очень сильное загрязнение
400 мг/кг
3000-6000 мг/кг
6000-12 ООО мг/кг
12 000-25 ООО мг/кг
более 25 ООО мг/кг
В “Руководящем документе по рекультивации земель, загряз¬
ненных нефтью”, введенном в 1987 г на предприятиях нефтяной
промышленности, разработана следующая приблизительная гра-
183
Таблица 45
Показатели стечении загрязненности земель нефтью
ГрУппа ланд¬
шафтно-геохи¬
мических райо¬
нов
Степень
загрязне¬
ния
Содержание ос¬
таточной нефти
в первые недели
после загрязне¬
ния
Степень отмирания рас¬
тительности в следующем
вегетативном периоде
травы
древесная рас¬
тительность
Мерзлотно-
тундрово¬
таежное
Т аежно-лесные
Степные
умеренная
сильная
умеренная
сильная
умеренная
сильная
меньше 0,5-1,0%
больше 1,0%
менее 3,0%
более 3,0%
менее 6,0%
более 6,0%
неполное
полное
неполное
полное
неполное
полное
не более 50%
более 50%
не более 75%
более 75%
не более 75%
более 75%
дация загрязненности нефтью почв, подлежащих рекультивации в
различных природных зонах (табл. 45).
Сроки и этапность мероприятий по рекультивации определя¬
ются в соответствии с уровнем загрязнения в данной природной
зоне и состоянием биогеоценоза. При этом выделяются два
уровня загрязнения: 1) умеренное: может быть ликвидировано в
ближайшие пять лет за счет процессов самоочищения, в этом слу¬
чае достаточно ограничиться санитарно-гигиеническими мерами;
2) сильное: может быть ликвидировано в течение более длитель¬
ного времени, и для ускорения процессов требуется проведение
специальных мероприятий.
Таким образом, по данным, полученным в России, специальные
мероприятия по санации и восстановлению почв, загрязненных
нефтепродуктами, требуются начиная с уровня 10 ООО мг/кг.
Об уровнях загрязнения почв и грунтов, опасных для
подземных вод. Подземные воды загрязняются нефтью и неф¬
тепродуктами в результате как прямого попадания в воду (через
сброс в колодцы, водоемы, водотоки), так и путем инфильтрации
через загрязненные почвы и грунты.
В работе Дж. Соммерса (Голландия) дается подробный обзор
проблемы загрязнения почв и грунтовых вод нефтепродуктами
(Sommers, 1966). Автор указывает, что проблема носит преиму¬
щественно эстетический характер. Загрязнение нефтепродуктами
делает воду непригодной к употреблению в результате сильного
запаха и неприятного вкуса. В табл. 46 приведены уровни запаха
для различных углеводородов.
Такой побочный продукт, как фенол, создает значительные
затруднения, связанные с запахом, так как при хлорировании во¬
ды могут образоваться и другие побочные продукты с резким
запахом и неприятным вкусом, например меркаптаны и другие
органические сернистые или азотистые соединения, которые при¬
сутствуют в добываемой нефти.
184
Таблица 46
Предельные уровни запаха различных
углеводородов (Sommers, 1У66)
Наименование продукта
Содержание, мг/м3
Бензин (с нефтью)
0,05
Дизельное топливо
0,5
Триофенол
1
Контрольный бензин
100
Обогревательное масло
220
Смазочное масло
500
Машинное масло
1000
Фенол
1000
Бензол
2000
В качестве максимального допускаемого уровня присутствия
нефтепродуктов в питьевой воде часто принимают уровень 1 мг/л
(или пропорцию 1:1 ООО ООО)1. Хотя для некоторых людей присут¬
ствие нефтепродуктов в воде в такой пропорции все-таки заметно,
для других такой уровень вполне приемлем. Указанная величина
является лишь средней для многих углеводородов. Некоторые
вещества даже при гораздо более высокой концентрации не дают
причины для жалоб, а для многих других веществ желательно
придерживаться более низких норм. Максимально допускаемый
уровень содержания нефтепродуктов и ПАУ, принятый в России,
приведен в табл. 47.
Таблица 47
Предельно допустимые концентрации некоторых нефтепродуктов
и ПАУ в окружающей среде, принятые в России
Вещество,
соединение
Допустимая концентрация
в воздухе,
с редсу точ¬
ная, мг/м3
в воде
водоемов,
мг/л
в почве,
воздушно-сухая
навеска, мг/кг
Нефть
Нефтепродукты
(бензин нефтяной)
Бензол
3,4-Бензпирен
не установлена
1,5
.0,8
1-10-6
0,1-0,3*
0,1
0,5
5-10-6
не установлена
м
,,
+0,02 над фоном
* Для рыбохозяйственных водоемов - 0,05 мг/л.
Если нефтяное загрязнение накапливается в почве или в грун¬
те, то остается опасность загрязнения грунтовых вод. Нефтепро¬
1 В нидерландском Законе о химических отходах 1977 г. принята допус¬
тимая норма 0,6 мг/л, при которой очистка не проводится.
185
дукты слабо растворяются в воде, но их растворимость превосхо¬
дит концентрацию, определяемую гигиеническими требованиями
(см. табл. 48).
Таблица 48
Растворимость углеводородов в воде
Число атомов
углерода
Вещество
Растворимость,
мг/л
5-12
автобензин
93-505
10
дизельное топливо
17-22
5
н-пентан
350
6
циклогексан
94
7
п-гептан
45
6
бензол
800
7
толуол
450
8
п-октан
14
8
этилбензол
140
10
п-декан
6
10
тетрагидронафталин
40
18
додецилбензол
1
Растворимость сильно уменьшается при увеличении числа ато¬
мов углерода, а ароматические соединения растворяются лучше,
чем парафины с тем же числом атомов углерода.
Указанная в табл. 47 растворимость и максимальные значения
могут быть достигнуты при определенных лабораторных усло¬
виях. В какой степени грунтовая вода, текущая к неподвижной
нефтяной массе, или дождевая могут растворяться, неизвестно.
Максимальная безопасная концентрация нефтепродуктов в по¬
чвах и грунтах, по данным исследований в разных странах, когда
не требуются какие-либо мероприятия по санации почв и грунтов,
не менее 1000 мг/кг. Уровень загрязнения почв и грунтов, выше
которого требуются интенсивные мероприятия по санации и ре¬
культивации почв, находится в пределах от 5000 до 10 000 мг/кг.
При загрязнении от 1000 до 10 000 мг/кг требуются мягкие мероп¬
риятия по усилению процессов самоочищения: устранение ис¬
точника загрязнения, рыхление, увлажнение, аэрация и т.д. В
течение года содержание нефтепродуктов снизится до безопасно¬
го уровня. При уровне загрязнения выше 10 000 мг/кг требуется
выбор оптимального способа рекультивации и санации.
В проблеме нормирования можно выделить два основных ас¬
пекта. Первый - оценка уровня уже имеющегося загрязнения,
возможностей самоочищения и рекультивации экосистем. Проб¬
лема нормирования заключается здесь в оценке буферности почв
186
и экосистем в целом, способности их к разложению или накоп¬
лению, удерживанию или отдаче углеводородов, в конкретных
физико-географических условиях. Второй аспект - нормирова¬
ние допустимых выбрЬсов нефти в окружающую среду во время
эксплуатации промысла. Ситуация здесь в корне отличается от
промышленных предприятий, для которых устанавливаются так
называемые ПДВ - предельно допустимые выбросы. Любой “зал¬
повый” сброс нефти на почвы и в водоемы недопустим, так как
приводит среду в “шоковое” состояние, с которого начинается
путь к ее деградации. В то же время все аварии на сква¬
жинах и трубопроводах - явления экстремальные. Количество
аварий нельзя планировать, а избежать их на 100% практически
невозможно. В связи с этим следует рассмотреть з качестве под¬
хода к экологическому нормированию - нормирование добычи на
конкретных нефтегазовых промыслах. Суть такого подхода зак¬
лючается в следующем. Лля каждого типа геосистем, в которых
производится добыча нефти и газа, можно рассчитать в принципе,
с каким количеством остаточной нефти данного состава, напри¬
мер, экосистема может справляться, оставаясь в квазистабильном
состоянии. Это достигается путем анализа природных усло¬
вий и постановки экспериментальных ландшафтно-геохимических
исследований. Анализируя статистические данные, можно рас¬
считать также суммарный процент утечек и аварийных выбросов
для данного уровня технологии добычи. Лалее путем построения
прогнозных математических моделей (см. ч. IV, § 1) рассчитыва¬
ются сценарии накопления нефти в ландшафтах при различных
уровнях добычи и выбирается оптимальный вариант эксплуата¬
ции промысла.
Заключение
Природные и техногенные процессы, с которыми связана гео¬
химическая история углеводородов, можно рассматривать как
единый геохимический цикл, последовательно развивающийся во
времени и дифференцированный в пространстве. Этот цикл от¬
ражает эволюцию всех компонентов географической оболочки.
Постижения современной цивилизации и преобразование лика
нашей планеты обязаны энергии углеводородов.
Весь геохимический цикл углеводородов (рис. 20) можно разде¬
лить на четыре взаимосвязанных блока циклов, представляющих
собой по отношению к другим циклам относительно неделимую
группу процессов, происходящих в определенных геосферах.
Мантийный блок состоит из одного цикла глубинной дегаза¬
ции. Это “бензобак” всей машины циклов, планетный источник
вещества и энергии для процессов, происходящих в географичес¬
кой оболочке. Цикл глубинной дегазации поставляет вещество,
энергию и информацию в литосферу, а через нее - в географи¬
ческую оболочку.
Как уже отмечалось, круговорот углерода в географической
оболочке не представляет собой замкнутого цикла - часть уг¬
лерода рассеивается, депонируется в литосфере и практически
выходит из круговорота. Доля этого депонированного углерода в
ходе геологической истории увеличивается. Полное восполнение
рассеивающейся в литосфере доли углерода в подвижном резерве
географической оболочки может происходить реально только за
счет дегазации мантии, в которой заключено 90% углерода Земли.
Этот факт не вызывает принципиальных дискуссий в геологии и
геохимии. Так или иначе от отражен на большинстве схем биоге-
охимических циклов углерода (Будыко, Ронов, Яншин, 1985).
В настоящее время накоплено достаточное количество фактов,
свидетельствующих о том, что важное значение в пополнении
резерва углеводородов географической оболочки имеет углеводо¬
родная дегазация мантии Земли.
Таким образом, свое начало геохимический цикл углеводоро¬
дов берет в цикле глубинной дегазации, использующем космический
резерв углерода. Частично этот резерв пополняется из тех частей
литосферы, которые затягиваются в мантию в зонах субдукции.
Этот цикл практически не изучен, его необходимость и многие
процессы, связанные с ним, предполагаются априори.
По расчетам Б.М. Валяева (1987), основанным на изотопных
соотношениях различных форм углерода земной коры, еже! одно
188
Рис. 20. Схема геохимического цикла углеводородов. Генети¬
ческие циклы: ГД - глубинной дегазации, М - магматический
(вулканический), ГГ - газо-гидротермальный, ЛП - литопетро-
генный, С - седиментационный, Б - биогеохимический, ФХ -
фотохимический, ГТ - геотехнический, П - производственный,
ТБ - технобиогеохимический
на Земле должно генерироваться до 3 • 107 т глубинных углево¬
дородов, что вполне соответствует наблюдаемому балансу. Уг¬
леводородная дегазация глубинных геосфер Земли - реальный
процесс, с которыми нельзя не считаться.
Литосферный блок углеводородного цикла наиболее сложен
для изучеиия. Большая часть глубинных углеводородов рассеи¬
вается во всем объеме литосферы: в горных породах всех типов и
водах. К рассеянным углеводородам добавляются углеводороды,
образовавшиеся в результате диагенетических и постдиагенети-
ческих преобразований захороненного органического вещества.
Эти рассеянные углеводороды находятся в основном в неподвиж¬
ном резерве литосферы. Они переходят в подвижный резерв,
189
если для этого имеется достаточная энергия. Литосферные
циклы углеводородов принимают в себя потоки углеводородов
вместе с отмершими остатками организмов, образующих седи-
ментационный цикл, в котором осуществляется отток энтропии
из биосферы. Процессы диагенеза, катагенеза, метаморфизма,
петрогенеза, происходящие под действием внутренней энергии
литосферы, образуют литопетрогенный цикл. При этом исполь¬
зуется и трансформируется вещество седиментационного цикла, а
также вещество и энергия магматического и газогидротермального
циклов. Оба цикла принимают потоки вещества и энергии мантий¬
ного цикла, а также обмениваются веществом с литопетрогенным
циклом. Подвижный резерв и часть углеводородов неподвижного
резерва углеводородов образуется в газо-гидротермальном цикле,
неподвижный - частично в литопетрогенном цикле.
Поскольку углеводороды в количествах, сопоставимых с объ¬
емом воды, могут растворяться только в горячей или перегре¬
той воде, находящейся под большим давлением, весь цикл по¬
движного резерва углеводородов литосферы можно назвать газо¬
гидротермальным литогферным циклом. Источники углеводо¬
родов в газо-гидротермальных растворах - продукты дегазации
мантии и рассеянное углеродистое вещество литосферы.
Ведущие процессы генерации углеводородов на поверхности
нашей планеты включены в биосферный блок геохимических цик¬
лов. Основным в этом блоке является биогеохимический цикл. В
нем происходит синтез углеводородов живым веществом, биотран¬
сформация углеводородных потоков, поступающих из литосферы
и техносферы. Фотохимический цикл связан в основном с окисле¬
нием метана и других углеводородов, поступающих в атмосферу
из различных источников: мантии Земли, литосферы, биосферы,
техносферы.
В XIX в. эволюция антропосферы достигла такого уровня, при
котором дальнейшее усложнение системы потребовало больших
дополнительных источников сырья и энергии. Возникновение
техносферы и создание геотехнических комплексов (скважин) выз¬
вало новый тип потоков углеводородов, неизвестных до сих пор
в природе,- геотехнический цикл. Его основные черты: искусст¬
венное разрушение скоплений углеводородов, их принудительная
миграция в область антропогенной деятельности, взаимодействие
в ходе этой миграции с окружающей средой недр и ландшафт¬
ной оболочки, вовлечение углеводородов в производственные и
биогеохимические, точнее технобиогеохимические, циклы.
С последней четверти прошлого века до 80-х годов наше¬
го столетия величина и интенсивность потоков углеводородов в
геотехническом цикле, т.е. добыча нефти и газа, непрерывно на¬
растали. Мировая добыча нефти в сумме составляет около 4
млрд т углерода. Это на числовой порядок больше, чем вся
сумма естественных потоков углеводородов из литосферы в год.
190
Переработку и потребление углеводородного сырья и полу¬
ченной из него энергии можно назвать производственным циклом,
который включает в себя всю совокупность нефтеперерабаты¬
вающих и нефтехимических производств. Ни геотехнический,
ни производственный циклы не являются полностью замкнутыми.
Наряду с необходимыми выбросами СОг в атмосферу после завер¬
шения производственного цикла, при добыче, транспортировке и
переработке углеводородов происходят неизбежные потери сырья
и их сброс в окружающую среду.
Таким образом, в ходе производственной деятельности усили¬
ваются потоки углеводородов из технических систем в гидрос¬
феру, педосферу, атмосферу и в биоценозы, что резко нарушает
естественный ход биогеохимических циклов. Эти потоки, их взаи¬
модействие со средой, рассеяние, трансформация, окисление соз¬
дают новый техногенный биогеохимический цикл углеводородов.
Лишь после достижения природного уровня концентраций тех¬
ногенный биогеохимический цикл переходит в биогеохимический,
которым завершается история уг леводородов на Земле.
Объединение природных и техногенных потоков углеводоро¬
дов в географической оболочке в единый геохимический цикл
оказалось полезным не только с точки зрения систематизации
процессов и явлений, связанных с историей углеводородов, но и
дало возможность получить качественно новое знание, имеющее
практическое значение.
1. Формирование подвижного резерва углеводородов в литос¬
фере надо рассматривать в связи с ее динамикой как целостной
системы. Это значит, что надо учитывать источники энергии,
резервы мобилизованного вещества. Отражение динамики литос¬
феры и связанных с ней потоков вещества и энергии на повер¬
хности планеты - важный источник информации для выявления
резервов углеводородов в недрах. Эту информацию можно полу¬
чить, изучая особенности развития и размещения морфоструктур,
в том числе (или в первую очередь) глобального и регионально¬
го характера, а также геохимических аномалий в ландшафтной
оболочке.
2. Потоки углеводородов в литосфере рассматриваются в
неразрывной связи с потоками газогидротермальных растворов,
переносящих и концентрирующих в литосфере рудные компонен¬
ты. Это позволяет связать информацию об истории углеводородов
с историей других химических элементов и использовать эту ин¬
формацию для поисков минеральных ресурсов.
3. Всесторонняя оценка значения природных потоков углево¬
дородов в географической оболочке позволяет по-новому оценить
их экологическое значение и использовать, например, для выявле¬
ния резервов биологической продуктивности экосистем, создания
новой биотехнологии, прогнозирования влияния эндогенной ак¬
тивности планеты на окружающую среду.
191
4. Прогноз последствий техногенного влияния добычи угле¬
водородных ресурсов на окружающую среду должен учитывать
условия формирования конкретных зон нефтегазонакопления в ли¬
тосфере, токсичных спутников углеводородов - сероводорода, рту¬
ти, соленых вод и других, состав самих углеводородных скоплений,
а также тектоническую активность района нефтегазодобычи.
5. Рациональное использование углеводородных ресурсов мо¬
жет быть достигнуто только при знании всего геохимического
цикла в конкретном пространственно-временном объеме. Это
даст возможность разработать научные мероприятия как для сох¬
ранения самого ценного сырья, так и тех блоков биосферы, в
которых происходят его добыча и использование.
Анализ углеводородных потоков в географической оболочке,
помимо решенных вопросов, позволяет осветить ряд совершенно
новых проблем, которые долго оставались в тени из-за отсутствия
системного подхода к изучению геохимического цикла углеводо¬
родов. Эти проблемы касаются прежде всего оценки и раци¬
онального использования топливно-энергетического потенциала
географической оболочки, ресурсных и экологических аспектов
связи биосферы с внутренними геосферами.
Ресурсные аспекты. Изучение углеводородных потоков внут¬
ри литосферы не ограничивается только получением данных о
скоплениях углеводородов в недрах. Многие вопросы, свя¬
занные с оценкой и рациональным использованием топливно-
энергетических ресурсов, требуют новых подходов к своему ре¬
шению. Коротко перечислим некоторые из них, на наш взгляд,
особенно актуальные.
1. Оценка топливно-энергетического углеводородного потен¬
циала планеты. Если будет доказано наличие глубинных очагов
мощной генерации углеводородов, даже одного метана, то мож¬
но будет с достаточным основанием начать поиски и изучение
больших природных резервуаров, в которых окажутся крупные
скопления углеводородов. Использование таких дополнительных
источников окажет влияние на весь ход дальнейшего развития
ноосферы, может быть, даже станет поворотным пунктом в ее
истории. Ноосфера получит не только неисчерпаемый в своих
обозримых масштабах источник сырья и энергии, но и экологи¬
чески это сырье и энергия окажутся менее конфликтными с самим
существованием ноосферы, чем, например, атомная энергия.
2. Есть основания полагать, что процесс формирования скоп¬
лений углеводородов продолжается и в настоящее время. Этому
вопросу много внимания уделял Л.И. Менделеев. На ряде фактов
он убедительно показывал, что формирование Бакинских нефтя¬
ных залежей продолжается и в настоящее время.
Интересны данные об эксплуатации некоторых старых не¬
больших месторождений с незначительными запасами, разраба¬
тывающихся еще с прошлого века. К ним относятся, например,
192
Бориславское и Битковское в Прикарпатье. Эти месторожде¬
ния проколоты многочисленными природными (разрывные нару¬
шения) и искусственными (старые скважины, колодцы) каналами,
по которым постоянно идет в атмосферу значительный поток уг¬
леводородов. По данным Н.В. Кришталя и И.И. Кришталь (1985),
газовый поток на Бориславском месторождении составляет 933, а
на Битковском - 1623 м3/сут. За время их существования толь¬
ко в атмосферу ушли такие объемы газа, которые значительно
превышают объемы природных резервуаров.
Выше уже отмечалось, что в атмосферу Земли в год поступает
более 1 трлн м3 метана, что соответствует запасам супергигантс¬
кого газового месторождения. Сейчас в мире насчитывается лишь
несколько таких месторождений, но именно в них сосредоточено
большинство газовых ресурсов Земли, а только за одно столе¬
тие в атмосферу уходят запасы около 100 гигантских газовых
месторождений.
Таким образом, можно ставить вопрос о возобновимости неф¬
тяных и газовых ресурсов Земли. Это может коренным образом
изменить взгляды на подход к эксплуатации нефтяных и газовых
месторождений.
3. Концепция возобновляемости нефтяных и газовых ресурсов
заставляет подойти к их эксплуатации с тех же позиций, что и
к другим возобновляемым ресурсам Земли: лесам, культурным
растениям, животному миру. Известно, что запасы леса будут
возобновляться до тех пор, пока его вырубка не превысит опре¬
деленного порога. То же можно сказать и об углеводородных
ресурсах. При сегодняшней интенсивной эксплуатации месторож¬
дений даже крупные из них “выдыхаются” за 10-12 лет. Срок
жизни одной скважины еще меньше. Известно, что большая часть
запасов остается не реализованной. Увеличение нефтеотдачи
старых скважин - крупная государственная проблема. Всем ясно,
что такое положение связано с отсутствием научного подхода к
практике эксплуатации месторождений. По-видимому, выгоднее,
чтобы скважина давала по 100 т в сутки в течение 100 лет, чем
до 1000 т в течение 5 лет, так как при интенсивной добыче, быс¬
трой потере давления в пласте, обводнении скважины не менее
50% запасов нефти в пласте останутся не реализованными. Ес¬
ли увеличить количество работающих скважин и одновременно
снизить нагрузку на каждую скважину, то при том же количест¬
ве добываемой нефти ежегодно можно продлить жизнь открытых
месторождений во много раз.
Экологические аспекты. Биосфера Земли не изолирована от
нижних геосфер. Она находится под воздействием эндогенных
факторов, в первую очередь газов и энергии, поступающих во
внешние геосферы из земных глубин. На это обращал внимание
еще академик В.И. Вернадский, когда писал об огромном гео¬
логическом эффекте горячих терм - горячих газовых, богатых
13 Пиковский
193
водными парами струй, постоянно несущих в биосферу теплоту
и механическую энергию внутренних геосфер, которая “тратит¬
ся на химические и механические процессы, на явления жизни и
образование вадозных и фреатических минералов” (Вернадский,
1960, с. 162).
Каналами, по которым глубинные вещества Земли проникают
в географическую оболочку, могут быть не только эруптивные
аппараты вулканов. Как уже отмечалось, это могут быть об¬
ширные зоны глубинных разломов, особенно по границам литос¬
ферных плит и крупных современных блоков земной коры. По
этим каналам газы, в том числе и метан, проникают в глубо¬
кие горизонты угольных и рудных шахт, расположенные в зонах
тектонических нарушений. Появление в природных газах значи¬
тельных количеств ртути связано с ее проникновением из мантии
в зонах пересечения крупных глубинных разломов (Озерова, Пи¬
ковский, 1982).
В результате внезапной активизации эндогенных процессов и
поступления в среду токсичных газов на протяжении всей ге¬
ологической истории периодически наступала массовая гибель
живых организмов.
Подобные внезапные “импульсы” глубинных газов возникают
и в настоящее время. Примером могут служить периодические
выбросы в вулканическом районе на северо-западе Камеруна. На¬
иболее сильный из таких выбросов произошел 21 августа 1986 г.
в районе оз. Ниос в 50 км от административного центра Баменда,
в 10 км восточнее г. Вума. Озеро Ниос расположено в одном
из потухших кратеров вулкана. Поднимающиеся по трещинам
глубинные газы: СОг (основная масса), H2S, СО, Н2, возможно,
СН4, по-видимому, накапливались в одной из запечатанных полос¬
тей, создав тем огромное Сдавление. Когда давление превысило
сопротивление закрывающей “пробки”, внезапный выброс огром¬
ного количества газов в атмосферу мгновенно унес жизни около
1800 человек.
Подобные явления могут происходить и в других районах,
характеризующихся тектонической активностью, поэтому важная
практическая задача - прогноз этих явлений и постоянный конт¬
роль на наиболее опасных участках. Газовые выбросы промыш¬
ленных источников по отдельным компонентам могут превысить
выбросы действующий вулканами. Окружающая среда полу¬
чает локальные инъекции ядовитых газов, приводящие к гибели
организмов в зараженном ареале. Можно сослаться, например,
на массовую гибель рыб в реках и озерах после “залповых”
промышленных сбросов.
Вместе с тем можно наблюдать и обратную картину. На¬
пример, при загрязнении почв отходами нефтедобывающей про¬
мышленности на некотором расстоянии от эпицентра загрязнения
концентрация углеводородов и сопутствующих им компонентов
194
бывает такова, что почва принимает их как своеобразное удоб¬
рение и на таких участках можно наблюдать явления так назы¬
ваемого “гигантизма”, когда растительность по своим размерам
становится в 1,5-2 раза крупнее тех же видов на соседних не¬
загрязненных участках. Подобная картина наблюдается и на
фумарольных полях в районах современной газогидротермальной
деятельности. Вблизи выходов высокотемпературных гидротерм
не наблюдается никаких признаков жизни, зато за пределами
непосредственного воздействия фумарольных газов наблюдается
бурный расцвет всех видов растительности и широкое развитие
явления “гигантизма”.
Таким образом, исследование всего многообразия влияния ли¬
тосферных потоков вещества на биосферу позволит в значитель¬
ной мере уяснить последствия воздействия на среду аналогичных
по составу техногенных веществ. Вместе с тем изучение выбро¬
сов промышленных производств позволит смоделировать механизм
воздействия на биосферу эндогенного газообразования.
Все эти проблемы весьма актуальны, и в настоящее время они
только поставлены. Решение их - неотложная задача науки.
Техногенные потоки углеводородов - это по существу искус¬
ственно вызванное влияние вещества и энергии глубоких недр
на почву и другие компоненты ландшафта. При загрязнении
почв нефтью на нефтепромыслах в почву привносится энергия
углеводородов, сопоставимая количественно с энергией, затрачи¬
ваемой ежегодно на новообразование гумуса и создание годич¬
ного прироста фитомассы. Изучение ландшафтно-геохимических
процессов, связанных с расходом этой энергии,- актуальная на¬
учная и практическая задача, к решению которой наука только
приступает.
Техногенные потоки углеводородов в географической оболочке
играют существенную рс^о в антропогенном изменении естест¬
венных круговоротов вещества в ландшафтах. Особенно сильно
воздействуют на ландшафт локализованные потоки, вызванные
разливами нефти и нефтепродуктов. Это воздействие выража¬
ется в изменении структуры и водно-воздушного режима почв,
снижении их плодородия, ухудшении условий жизнедеятельности
наземных и водных организмов, привносе в среду сопутствующих
токсических веществ. Состояние ландшафта и длительность его
восстановления зависят от состава и начального уровня загряз¬
нения в конкретных почвенно-биоклиматических и ландшафтно¬
геохимических условиях. Объективная оценка состояния среды
достигается комплексным изучением системы: уровень загрязне¬
ния - физиологическое состояние автотрофных организмов.
Геоэкологическое районирование нефтегазоносных террито¬
рий проводится для целей охраны природной среды и прогноза ее
возможных изменений при добыче углеводородного сырья. Оно
195
основано на выделении ландшафтно-геохимических арен (бассей¬
нов стока) и внутри них технобиогеомов, различающихся по¬
тенциальным уровнем добычи, составом добываемых нефтей и
пластовых вод, положением в бассейне стока, опасностью дег¬
радации ландшафтов, скоростью самоочищения среды, степенью
геодинамической активности.
Геоэкологический мониторинг углеводородов может быть эф¬
фективен только на базе геоэкологического районирования. Зада¬
чи мониторинга - комплексный контроль за изменением состояния
окружающей среды под воздействием природных и техногенных
потоков вещества и энергии. Очень важен геоэкологический
мониторинг на территориях нефтегазодобывающих комплексов.
Опасность здесь представляют не только хронические утечки
нефти и газа или запланированные технологические выбросы, но
и аварийные ситуации при небрежном обращении с пластом или
при спонтанной активизации недр.
В заключение необходимо снова подчеркнуть, что проблема
природных и техногенных потоков углеводородов в окружающей
среде - одна из жизненно важных для человечества сегодня и
в будущем.
Литература
1. Алексеева Т.А., Тсплицкая Т.А. Спектрофлуориметрические методы ана¬
лиза ароматических углеводородов в природных и техногенных средах.
Л., 1981. 216 с.
2. Аммосов С.М. и др. О реакции газовой составляющей почвенного слоя
на энергию импульсного сейсмического воздействия // Докл. АН СССР.
1986. Т. 290. № 5. С. 1172-1175.
3. Аммосова Я.М., Орлов Д.С., Садовникова JI.K. Охрана почв от химичес¬
кого загрязнения. М., 1989. 94 с.
4. А ники ев К. А. Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенст¬
вование глубокого бурения на нефть и газ. JI., 1971.
5. Аристархова Л.Б. Геоморфологические исследования при поисках нефти
и газа. М., 1979. 152 с.
6. Банникова Л.А. Органическое вещество в гидротермальном рудообразо-
вании. М., 1990. 208 с.
7. Беляев С.С. Метанообразующие бактерии и их роль в биогеохимическом
цикле углерода: Автореф. дис. ... д-ра биол. наук. Пущино, 1984.
8. Бескровный Н.С. Нафтометаллогения: единство нефте- и рудообразования
// Журн. Всесоюз. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева. 1986. Jfe 5. С. 569-574.
9. Болин Б. Круговорот углерода // Биосфера. М., 1972. С. 91-104.
10. Бруевич Т.С. Бластомогенность продуктов переработки нефти. М., 1980.
272 с.
11. Будыко М.И., Ронов А.Б., Яншин А.Л. История атмосферы. Л., 1985. 207 с.
12. Бюролле П.Ф. Мировые ресурсы нефти // 27-й между нар. геол. конгресс
Кол. 02 Энергетические ресурсы мира. М., 1984. С. 3-10.
13. Валяев Б.М. Геодинамические аспекты глубинной углеводородной дега¬
зации: Автореф. дис. ... д-ра геол-мин. наук. М., 1987. 32 с.
14. Вернадский В.И. Очерки геохимии. М., 1983. 422 с.
15. Вершковская О.В., Пиковский Ю.И., Соловьев А.А. Дисперсные углеро¬
дистые вещества в породах и рудах сурьмяно-ртутного месторождения
“Пламенное” // Докл. АН СССР. 1972. Т. 205. № 4. С. 952-955.
16. Веселовский В.А., Вшивцев B.C. Биотестирование загрязнения среды
нефтью по реакции фотосинтетического аппарата растений // Восста¬
новление нефтезагрязненных почвенных экосйстем. М., 1988. С. 99-112.
17. Войтов Г.И. Химизм и масштабы современного потока природных газов
в различных геоструктурных зонах Земли // Журн. Всесоюз. хим. об-ва
им. Д.И. Менделеева. 1986. Т. 31. № 5. С. 533-540.
18. Вредные вещества в промышленности: Справочник Ч. I. Органические
соединения. Л., 1971. С. 832.
19. Время формирования залежей нефти и газа/ Ред. С.П. Максимов. М.,
1976.
20. Вулканизм, гидротермальный процесс и рудообразование/ Ред. С.И. На-
боко. М., 1974. 262 с.
21. Газовые и газоконденсатные месторождения: Справочник/ Ред.
И.П. Жабрев. М., 1983. 376 с.
22. Галимов Э.М. Изотопы в нефтяной геологии. М., 1983. 384 с.
23. Гельфанд И.М. и др. О критериях высокой сейсмичности // Докл. АН
СССР. 1972. Т. 202. №> 6. С. 1317-1320.
24. Гельфанд И.М. и др. Распознавание мест возможного возникновения силь¬
ных землетрясений // Вычислительная сейсмология. М., 1973. № 6.
С. 3-19.
13*
197
25. Геннадиев А.Н., Дельвиг И.С., Теплицкая Т.А. Полициклические арома¬
тические углеводороды как возможные индикаторы почвообразования
(на примере высокогорных почв Приэльбрусья) // Леп. ВИНИТИ. 1987.
№ 6179-В87.
26. Геннадиев А.Н., Шурубор Е.И., Козин И.С. Эколого-индикационное значе¬
ние полициклических ароматических углеводородов в почвах Нижнего
Поволжья // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 5, География. 1991. № 3. С. 37-44.
27. Геохимическое обоснование перспектив нефтегазоносности отдельных
площадей (на примере нефтепоискового Ичинского района Западной
Камчатки)/ Ю.И. Пиковский. А.Л. Федин, Н.С. Грачева, Т.А. Теплицкая.
В.Л. Дмитриев // Люминесцентная битуминология. М., 1975. С. 124-141.
28. Герасимов И.П., Ранцман Е.Я. Морфоструктура горных стран и их сейс¬
мичность // Геоморфология. 1973. № 1. С. 3-13.
29. Глазовская М.А. Технобиогеомы -• исходные физико-географические объ¬
екты ландшафтно-геохимического прогноза // Вестн. Моск. ун-та. Сер.
5. География. 1972. Ка 6. С. 30-36.
30. Глазовская М.А. Геохимия природных и техногенных ландшафтов СССР.
М., 1988. 328 с.
31. Глазовская М.А., Пиковский Ю.И. Комплексный эксперимент по изучению
факторов самоочищения и рекультивации загрязненных нефтью почв в
различных природных зонах // Миграция загрязненных веществ в поч¬
вах и сопредельных средах: Тр. III Всесоюз. совещ. Л., 1985. С. 185-191.
32. Глазовская М.А., Пиковский Ю.И., Коронцевич Т.И. Комплексное райони¬
рование территории СССР по типам возможных изменений природной
среды при нефтедобыче // Ландшафтно-геохимическое районирование и
охрана среды: Вопр. геогр. 1983. Вып. 120. С. 84-108.
33 Гласко М.IJ., Ранцман Е.Я. Географические аспекты блоковой структуры
земной коры // Изв. АН СССР. Сер. геогр. 1991. № 1. С. 5-19.
34. Голд Т. Происхождение природного газа и нефти // Журн. Всесоюз. хим.
об-ва им. Л.И. Менделеева. 1986. Т. 31. № 5. С. 547-556.
35. Горшков С.П., Сущевская А.Г., Шендерук Г.Н. Круговорот органического
вещества // Круговорот вещества в природе и его изменение хозяйст¬
венной деятельностью. М., 1980. С. 153-181.
36. Губерман Ш.А. О приуроченности максимальных землетрясений Тихо¬
океанского кольца к дискретным широтам // Локл. АН СССР. 1982.
Т. 265. X?- 4. С. 840-844.
37. Губерман Ш.А. Проверка прогноза землетрясений по D-волнам за 1978-
1983 гг. // Локл. АН СССР. 1985. Т. 282. № 6. С. 1330-1332.
38. Губерман Ш.А. Оправдался ли прогноз землетрясений по D-волнам? //
Локл. АН СССР. 1990. Т. 311. № 2. С. 321-325.
39. Губерман Ш.А. Неформальный анализ данных в геологии и геофизике.
М., 1987. 262 с.
40. Губерман Ш.А., Пиковский Ю.И. Сейсмогенные дизъюнктивные узлы и
закономерность размещения месторождений нефти и газа // Изв. АН
СССР. Сер. физика Земли. 1984. № 11. С. 10-17.
41. Диагностика органических веществ в горных породах и минералах маг¬
матического и гидротермального происхождения/ В.Н. Флоровская и
др.. М., 1968. 252 с.
42. Дьяконов К.Н. Геотехнические системы - методологическая база геогра¬
фического прогноза // Проблемы взаимодействия общества и природы.
М., 1974. С. 94-95.
43. Исмаилов Н.М. Микробиология и ферментативная активность нефте-
загрязненных почв // Восстановление нефтезагрязненных почвенных
экосистем. М., 1988. С. 42-56.
44. Караев А.И. и др. Нафталанская нефть, ее биологическое действие и
лечебное применение. М., 1959.
45. Карпов Г.А., Павлов А.Л. Узон-Гейзерная гидротермальная рудообразу¬
ющая система Камчатки. Новосибирск, 1976. 86 с.
46. Ковда В.А. Биогеохимия почвенного покрова. М., 1985. 264 с.
198
47. Ковда В.А., Славин П.С. Почвенно-геохимические показатели нефтенос¬
ности недр. М., 1951. 72 с.
48. Козловский Ф.И. Структурно-функциональная и математическая модель
миграционных ландшафтно-геохимических процессов // Почвоведение.
1972. № 4. С. 122-138.
49. Кришталъ Н.В., Кришталь И.И. Эффузионно-диффузионный перенос уг¬
леродных газов в пределах Бориславского нефтяного месторождения //
Происхождение нефти и газа, их миграция и закономерности образо¬
вания и размещения нефтяных и газовых залежей: Тез. докл. республ.
совещ. Ч. 2. Львов, 19&1. С. 115-116.
50. Кропоткин П.Н. Дегазация Земли и генезис углеводородов // Журн.
Всесоюз. хим. об-ва им. ДД1. Менделеева. 1986. Т. 31. № 5. С. 540-547.
51. Кропоткин П.Н., Валяев Б.М. Тектонический контроль процессов дегаза¬
ции Земли и генезис углеводородов // Докл. 27-й Междунар. геол. конгр.
Месторождения нефти и газа. Секция 13. Т. 13. М., 1984. С. 173-179.
52. Кудрявцев Н.А. Нефть, газ и твердые битумы в изверженных и мета¬
морфических породах // Тр. Всесоюз. нефт. н.-и. геол. разв. ин-та. Л.,
1959. № 142. 230 с.
53. Лапидус А.Л., Локтев С.М. Современные каталитические синтезы угле¬
водородов из окиси углерода и водорода // Журн. Всесоюз. хим. об-ва
им. Д.И. Менделеева. 1986. Т. 31. № 5. С. 527-532.
54. Летников Ф.А. и др. Флюидный режим земной коры и верхней мантии.
М., 1977. 216 с.
55. Локальный прогноз крупнейших скоплений нефти и газа по морфострук¬
турным данным/ Е.И. Виноградов и др. // Доклады АН СССР. 1989.
Т. 305. К® 3. С. 699-673.
56. Линецкий В.Ф. Миграция нефти и газа на больших глубинах. Киев, 1974.
136 с.
57. Лукшин В.В. и др. Определение потока атмосферного метана от земной
поверхности // Изв. АН СССР. Сер. физика атмосферы и океана. 1978.
№ 1. С. 65-71.
58. Лукшин В.В., Скляренко И.Я. Оценка глобального антропогенного выб¬
роса метана в атмосферу // Изв. АН СССР. Сер. физика атмосферы и
океана. 1979. Т. 15. № 4. С. 455-457.
59. Люминесцентная битуминология. М.: Изд-во Московского университета,
1975. 192 с.
60. Малков И.П., Дианов-Клоков В.И., Лукшин В.В. Измерения широтного
распределения концентрации метана в Северном и Южном полушариях
// Изв. АН СССР. Сер. физика атмосферы и океана. 1980. Т. 16. К® 7.
С. 763-768.
61. Малков И.П., Юганов Л.Н., Дианов-Клоков В.И. Измерения содержания
СО и СН4 в Северном и Южном полушариях // Изв. АН СССР. Сер.
Физика атмосферы и океана. 1976. Т. 12. № 11. С. 1218-1221.
62. Мамедова С.А., Брескина Г.Л. Влияние геохимических условий на газо¬
вое дыхание растений // Докл. АН АзССР. 1986. Т. 62. № 3. С. 53-55.
63. Мархинин Е.К. Вулканизм. М., 1985. 288 с.
64. Мелков В.Г., Сергеева А.М. Роль твердых углеродистых веществ в фор¬
мировании эндогенного уранового оруденения. М., 1990. 166 с.
65. Менделеев Д.И. Сочинения. Т. 10. Л.; М., 1949. 243 с.
66. Мендыбаев Р.А., Лаврухина А.К. Формы существования углерода в меж¬
звездных облаках, кометах и межпланетной пыли // Второе Всесоюз.
совещ. по геохимии углерода: тез. докладов. М., 1986. С. 5-7.
67. Минько О.Н. Образование углеродсодержащих газов и Н2 переувлажнен¬
ными почвами: Автореф. дис. ... канд. биол. наук.. М., 1987.
68. Миронов О.Г. Взаимодействие организмов с нефтяными углеводородами.
Л., 1985. 128 с.
69. Молчанов В.И. Генерация водорода в литогенезе. Новосибирск, 1981.
70. Некоторые аспекты антропогенного изменения круговорота вещества/
Горшков С.П., Ермаков Ю.Г., Куранова Л.И., Рябчиков А.М. // Вестн.
Моск. ун-та. Сер. 5, География. 1980. К® 4. С. 27-34.
199
71. Нестеров И.И., Потеряева В.В., Салманов Ф.К. Закономерности распре¬
деления крупных месторождений нефти и газа в земной коре. М., 1975.
280 с.
72. Озерова И.А. Ртуть и эндогенное рудообразование. М., 1986. 232 с.
73. Озерова Н.А., Пиковский Ю.И. Ртуть в углеводородных газах // Геохимия
процессов рудообразования. М., 1982. С. 102-136.
74. О некоторых критериях нефтегазоносности морфоструктурных узлов
(Анды Южной Америки)/ Ш.А. Губерман, М.П. Жидков, Ю.И. Пиковс¬
кий, Е.Я. Ранцман // Докл. АН СССР. 1986. Т. 2S1. № 6. С. 1436-1440.
75. Орлов Д.С. и др. Образование рассеянного углеводородного газа в почвах
// Второе всесоюз. совещ. по геохимии углерода. М., 1986. С. 190-192.
76. Осика Д.Г. Флюидный режим сейсмически активных областей. М., 1981.
203 с.
77. Паников Н.С., Садовников а Л.К., Фридланд Е.В. Неспецифические соеди¬
нения почвенного гумуса. М., 1984. 144 с.
78. Перельман А.И. Геохимия. М., 1979. 424 с.
79. Пиковский Ю.И. Углеродистые вещества в географической оболочке //
Вестн. Моск. ун-та. Сер. 5. География. 1984. С. 45-51.
80. Пиковский Ю.И. Две концепции происхождения нефти: нерешенные проб¬
лемы // Журн. Всесоюз. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева. 1986. Т. 31.
№ 5. С. 489-498.
81. Пиковский Ю.И. Трансформация техногенных потоков нефти в почвен¬
ных экосистемах // Восстановление нефтезагрязненных почвенных эко¬
систем. М., 1988. С. 7-22.
82. Пиковский Ю.И., Башкиров А.Н., Новак Ф.И. О каталитической активнос¬
ти некоторых осадочных горных пород в синтезе углеводородов из окиси
углерода и водорода // Докл. АН СССР. 1965. Т. 161. Jf* 4. С. 947-948.
83. Пиковский Ю.И., Карпов Г.А., Оглоблина А.И. Полициклические арома¬
тические углеводороды в продуктах Узонской гидротермальной системы
(в связи с генезисом узонской нефти на Камчатке) // Геохимия. 1987.
№ 6. С. 869-876.
84. Подклетнов Н.Е. Вулканогенное органическое вещество. М., 1985. 128 с.
85. Порфир ьев В.Б. Современное состояние проблемы нефтеобразования //
Генезис нефти и газа: Докл. Всесоюз. совещ. по генезису нефти и газа.
М., 1967. С. 292-314.
86. Проблемы загрязнения почв нефтью и нефтепродуктами: геохимия, эко¬
логия, рекультивация/ Н.П. Солнцева, Ю.И. Пиковский, Е.М. Ники¬
форова, А.А. Оборин, И.Г. Калачникова, И.И. Шилова, Э.А. Штина,
Н.М. Исмаилов, Т.И. Артемьева // Докл. симпоз. YII Делегатского
съезда Всесоюз. об-ва почвоведов. Ташкент, 1985. С. 246-254.
87. Райс Д. Механика очага землетрясений // Механика. Новое в зарубежной
науке. М., 1982. № 28. С. 1-132.
88. Ранцман Е.Я. Места землетрясений и морфоструктура горных стран.
М., 1979. 172 с.
89. Ранцман Е.Я. Морфоструктурное районирование Западно-Сибирской
равнины по формализованным признакам в связи с локальным прогнозом
месторождений нефти и газа // Геоморфология. 1989. № 1. С. 30-39.
90. Ровинский Ф.Я., Теплицкая Т.А., Алексеева Т.А. Фоновый мониторинг
полициклических ароматических углеводородов. J1., 1988. 224 с.
91. Розанов Б.Г. Основы учения об окружающей среде. М., 1984. 372 с.
92. Роль гидротермального фактора в эволюции углеродистых веществ и
формировании углеводородных скоплений/ В.Н. Флоровская и др. //
Журн. Всесоюз. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева. 1986. Т. 31. № 5.
С. 562-568.
93. Ронов А.Б. Вулканизм, карбонатонакопление, жизнь (закономерности
глобальной геохимии углерода) // Геохимия. 1976. № 8. С. 1252-1277.
94. Руденко А.П., Кулакова И.И. Физико-химическая модель абиогенного син¬
теза углеводородов в природных условиях // Журн. Всесоюз. хим. об-ва
им. Д.И. Менделеева. 1986. Т. 31. № 5. С. 518-526.
200
95. Рудоконцентрирующие структуры Азии и их металлогения/ М.А. Фа¬
ворская и др.. 1983. 193 с.
96. Рябчиков А.М. О загрязнении природной среды нефтью // Вестн. Моск.
ун-та. Сер. 5, География. М., 1974. № 2. С. 11-19.
97. Санадзе Г.А. Выделение растениями летучих органических веществ.
Тбилиси, 1961. 94 с.
98. Сауков A.A.f Айдинян Н.Х., Озерова Н.А. Очерки геохимии ртути. М.,
1972. 336 с.
99. Селицкий А.Г. Геолого-экономические показатели освоения крупных не¬
фтяных месторождений за рубежом. М., 1984. 160 с.
100. Смирнов В.И. Геология полезных ископаемых. М., 1969.
101. Современная геодинамика и нефтегазоносность/ В.А. Сидоров, С.В. Ана-
тасян, М.В. Багдасарова и др.. М., 1989. 200 с.
102. Соколов Б.А., Мельников Ф.П. Углеводородная сфера Земли // Докл. АН
СССР. 1981. Т. 261. № 2. С. 471.
103. Солнцева Н.П. Общие закономерности трансформации почв в районах
добычи нефти (формы проявления, основные процессы, модели) // Вос¬
становление нефтезагрязненных почвенных экосистем. М., 1988. С. 23-42.
104. Таран Ю.А. Метан и его гомологи в вулканических и гидротермальных
газах // Дегазация Земли и геотектоника: Тез. докл. II Всесоюз. совещ.
М., 1984. С. 80-81.
105. Таран Ю.А. и др. Каталитические свойства вулканогенных пород в син¬
тезе углеводородов из окиси углерода и водорода // Докл. АН СССР.
1981. Т. 257. № 5. С. 1158-1161.
106. Тарусов Б.Н., Веселовский В.А. Сверхслабые свечения растений и их
прикладное значение. М., 1978. 148 с.
107. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М., 1981.
108. Трофимук А.А. и др. Сейсмотектонические процессы - фактор, вызываю¬
щий преобразование органического вещества (ОБ) осадочных пород //
Докл. АН СССР. 1983. Т. 271. № 6. С. 1460-1461.
109. Угрехелидзе Д.Ш. Метаболизм экзогенных алканов и ароматических уг¬
леводородов в растениях. Тбилиси, 1976. 224 с.
110. Файф X., Прайс Н., Томпсон А. Флюиды в земной коре. М., 1981.
111. Флоровская В.Н. Люминесцентно-битуминологический метод в нефтяной
геологии. М., 1957. 292 с.
112. Флоровская В.Н. Ореолы рассеяния газо-нефтяных залежей // Геология
нефти. Справочник. Т. 1. М., 1960. С. 508, 516.
113. Флоровская В.Н. Геохимические основы становления жизни // Вестн.
Моск. ун-та. Сер. геол. 1964. № 2. С. 3-12.
114. Флоровская В.Н. Некоторые соображения о влиянии эндогенных факторов
на биогеохимию моря // Исследования по теоретической и прикладной
химии моря. М., 1972. С. 103-110.
115. Флоровская В.Н., Багдасарова М.В. Роль гидротермального процесса в
формировании вторичной емкости коллекторов нефти и газа в связи с
прогнозом залежей нефти на больших глубинах // Изв. вузов. Сер. геол.
и разведка. 1980. № 7. С. 42-53.
116. Флоровская В.Н., Пиковский Ю.И. К вопросу о значении гидротермальных
явлений при формировании залежей нефти и газа // Геология рудных
месторождений. 1971. Т. 13. № 5. С. 93-104.
117. Хайн В.Е. Региональная геотектоника: Внеальпийская Европа и Запад¬
ная Азия. М., 1977. 360 с.
118. Чекалюк Э.Б. К проблеме синтеза нефти на больших глубинах // Журн.
Всесоюз. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева. 1986. Т. 31. № 5. С. 556-562.
119. Чекалюк Э.Б., Филяс Ю.И. Водонефтяные растворы. Киев, 1977. 128 с.
120. Черников О.А. и др. Перспективы нефтегазоносности больших глубин.
М., 1985. 96 с.
121. Чугунный Ю.Г., Лялько В.И., Малашенко Ю.Р. Роль метаноокисляющих
микроорганизмов в процессах дегазации Земли и круговороте углерода
// Дегазация Земли и геотектоника. Тез. докл. II Всесоюз. совещ. М.,
1985. С. 104-106.
201
122. Шабад Л.М. О циркуляции канцерогенов в окружающей среде. М., 1973.
368 с.
123. Штипа Э.А. и др. Особенности почвенной альгофлоры в условиях тех¬
ногенного загрязнения // Почвоведение. 1985. № 10. С. 97-106.
124. Юрии Г.А., Стадник Е.В. Углеводородные газы растений - возможные
индикаторы нефтегазовых скоплений // Нефтегаз, геол. и геофиз. 1982.
№ 4. С. 19-20.
125. Achterberg A., Zaanen J.J. Sporen kwik in het Groningen aargas // Chem.
weekbl. 1972. Bd. 68. № 8. Biz. 11-59.
126. Atlas R.M. Microbial degradation of petroleum hydrocarbons. An enviromental
perspective // Microbiol. Rev. 1981. Vol. 48. Jf« 1. P. 180-209.
127. Bailey E.N., Suavely P.D., White D.E. Chemical analises of brines and oil,
Cymrik field, Kern Country, California // Geol. Surv. Profess. Pap. D. 1961.
X* 424. P. 306-309.
128. Blumer M. Polycyclic aromatic compounds in nature // J. Sci. American. 1976.
Vol. 3. P. 35-45.
129. Bossert J. et al. Fate of hydrocarbons during oils sludge disposal in soil // Appl.
and Environm. Microbiol. 1984. Vol. 47. № 4. P. 763-767.
130. Brown K.W. et al. Degradation of soil applied organic comounds from three
petroleum wasts // Waste Management Res. 1985. Vol. 3. № 1. P. 27-39.
131. Chemistry and Analysis of Hydrocarbons in the environment/ Eds. J. Albaiges
et al.. 1983. 314 p.
132. Crassle J.F. The biology of Hydrotermal Vents: A short summary of recent
findings // Mar. Technol. Soc. J. 1982. Vol. 16. Jfc 3. P. 33-38.
133. De Borger R. et al. Microbial degradation of oil in surface soil horizons // Rev.
Ecol. Sol. 1978. Vol. 5. Jfc 4. P. 445-452.
134. Edwards N.T. Polycyclic aromatic hydrocarbons (PAH) in the terrestrial environ¬
ment—a review // J. Environ. Qual. 1983. Vol. 12. № 4. P. 427-441.
135. Ehhalt D.H. The atmospheric cycle of methane // Tellus. 1974. Vol. 26. № 1-2.
P. 58-70.
136. Ellis RAdams R.S. Contamination of soils by petroleum hydrocarbons //
Advances in Agronomy. 1961. Vol. 13. P. 197-216.
137. Fedorak P.M., Westlake D.W.S. Degradation of aromatic and saturates in crude
oil by soil enrichments // Water, Air and Soil Pollution. 1981. Vol. 16. Jte 3.
P. 367-377.
138. Gold T. Terrestrial sources of carbon and earthquake outgassing // J. of Petroleum
geol. 1979. Vol. 1. № 3. P. 3-19.
139. Gold Т., Soter S. Abiogenic methane and the origin of petroleum // Energy,
Exploration and Exploitation. 1982. Vol. 1. № 2. P. 89-104.
140. Gold Т., Soter S. Fluid Ascent through the solid Lithosphere and Relation to
Earthquakes // Pageoph Pure and Appl. Geophis. 1985. Vol. 122. P. 492-530.
141. Goodin N.S., Park P.J.D., Rawlinson A.P. Crude oil biodegradation under
similated and natural conditions // Advantes in organic geochemistry. 1981.
P. 650-658.
142. Gudin C., Syrait W.J. Biological aspects of the rehabilitation following hydrocar¬
bon contamination // Environ. Pollut. 1975. Vol. 8. № 2. P. 107-112.
143. Javoy М., Pineau F., Allegre C.J. Carbon geodinamic cycle // Nature. 1982.
Vol. 300. № 5888. P. 171-173.
144. Koyama T. Gaseus metabolism in Lake Sediments and Paddy Soils and the
Production of Atmospheric Methane and Hydrogen // J. of Geophys. Res. 1963.
Vol. 68. X* 13. P. 3971-3973.
145. Kim K., Craig H.. Horible Y. Methane: A real-time tracer for submarine hy¬
drotermal systems // Trans. Amer. Geophys. Union. 1983. Vol. 64. Jfe 45. P. 758.
146. К ling G.W. et al. The 1986 Lake Nyos gas disaster in Cameroon, West Africa //
Science. 1987. Vol. 236, № 4798. P. 169- 175.
147. Laflamme R.E., Hites R.A. The Global distribution of polycyclic aromatic
hydrocarbons in recent sediments // Geochim. et Cosmochim. Acta. 1978. Vol. 42.
X« 3. P. 289-303.
148. Libby L.M., Libby W.F. Geographical coincidence of high heat flow, high seismicity,
and upwelling with hydrocarbon deposits, phosphorites, evaporices and uranium
202
ores // Proceedings of the Nat. Acad. Sci. of the U.S.A. october 1974. Vol. 71.
№ 10. P. 3931-3935’.
149. McGill W.B. Soil Restoration Following Oil Spiels—A Review // J. of Can.
Petroleum, Technology. April-June 1977. P, 60-67.
150. McGill W.B., Rowell M.J. Determination of oil content from oil contaminated
soil // The Science of the Total Environment. 1980. Vol. 14. P. 245-253.
151. Odn C.T.I. Oil degradation and microbiological changes in soils delibertely
contaminated with petroleum hydrocarbons // Inst it ut of petroleum. Technical
paper. IP 77-005. P. 1-11.
152. Radke М., Garrigues PWillish H. Mediated dicyclic and tricyclyc aromatic
hydrocarbons in crude oils from the Handil field, Indonesia // Org. Geochem.
1990. Vol. 15. № 1. P. 17-34.
153. Radke Л/., WtUish H., Teichmuller M. Generation and distribution of aromatic
hydrocarbons in coals of low rank // Org. Goechem. 1990. Vol. 16. № 7. P. 539-563.
154. Raymond R.L., Hudson J.O., Jamison V.W. Oil degradation in soil // Appl. and
Environ. Microbiol. 1976. Vol. 31. № 4. P. 532-535.
155. Simonent B.R.T., Lonsdale P.F. Hydrothermal petroleum in mineralized munds
at the seabed of Guaymas Basin // Nature. 1982. Vol. 295. № 5846. P. 198-202.
156. Southward A.J. Life on oily wave // Nature. 1981. Vol. 294. .№ 5838. P. 215-216.
157. Spitzer Т., Kuwatsuka Sh. Determination of polynuclear aromatic hydrocarbons
in the soil environment // Trans. 13 Congr. Int. Soc. Soil Sci. Hamburg, 13-20
Aug., 1986. Vol. 2. S. 1. P. 497-498.
158. Vent-type taxa in hydrocarbon seep region on the Louisiana slope/ Kennicutt II
M.C. et al. // Nature. 1985. Vol. 317. P. 351-353.
159. Walker J.C.G. Global geochemical cycles of carbon, sulfur and oxygen // Marine
Geology. 1986. Vol. 70. Jfc 1-2. P. 159-174.
160. Webber D.B. Dryfall: An important constituent of atmospheric hydrocarbon
deposition // Org. Geochem. 1986. Vol. 9. JY® 2. P. 57-62.
161. Welhan J., Kim K., Craig H. Hydrocarbons in 21 N hydrothermal fluids // EOS.
1981. Vol. 24. К» 3. P. 254- 260.
СОДЕРЖАНИЕ
Введение 3
Часть I. ПРИРОДНЫЕ ПОТОКИ УГЛЕВОДОРОДОВ В
БИОСФЕРЕ И ЛИТОСФЕРЕ 8
Глава 1. БИОСФЕРНЫЕ ПОТОКИ УГЛЕВОДОРО¬
ДОВ 8
1.1. Формы и резервы углерода в географической
оболочке 8
1.2. Углеводороды в живом веществе 11
1.3. Углеводороды в почвах 16
1.4. Потоки углеводородов в биосфере 24
Глава 2. ЛИТОСФЕРНЫЕ ПОТОКИ УГЛЕВОДО¬
РОДОВ 31
2.1. Распределение углеводородов в литосфере ... 31
2.2. Типы литосферных потоков углеводородов .. 34
2.3. О гидротермальной природе литосферных ло¬
кализованных потоков углеводородов 41
2.4. Ртуть - геохимический индикатор глубиннос¬
ти каналов миграции углеводородов 46
2.5. Геохимические ореолы - следы литосферных
потоков углеводородов 52
Глава 3. О СВЯЗИ ЛОКАЛИЗОВАННЫХ ЛИТОС-
ФЕРНЫХ ПОТОКОВ УГЛЕВОДОРОДОВ С СЕЙС-
МОГЕННЫМИ ЗОНАМИ И СОВРЕМЕННОЙ МОР-
ФОСТРУКТУРОЙ 57
3.1. Дилатансионная модель миграции углеводо¬
родов в литосфере 57
3.2. Связь крупных месторождений нефти и газа с
сейсмогенными морфоструктурными узлами . 60
3.3. Сейсмоактивные “D-широты” и крупные мес¬
торождения нефти и газа 69
Глава 4. ПОЛИЦИКЛИЧЕСКИЕ АРОМАТИЧЕС¬
КИЕ УГЛЕВОДОРОДЫ (ПАУ) - ГЕОХИМИЧЕС¬
КИЕ ИНДИКАТОРЫ ЛИТОСФЕРНЫХ ПОТОКОВ
УГЛЕВОДОРОДОВ 79
4.1. ПАУ - геохимические индикаторы при поис¬
ках нефти и газа 79
4.2. ПАУ - геохимические индикаторы гидротер¬
мального процесса 92
Часть II. ТЕХНОГЕННЫЕ ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОТО¬
КИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ В ОКРУЖАЮЩЕЙ
СРЕДЕ 107
Глава 5. ФОРМИРОВАНИЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ
ТЕХНОГЕННЫХ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ПОТОКОВ
НЕФТИ 107
5.1. Формирование техногенных потоков нефти на
месторождениях 107
5.2. Миграция и распределение нефти в почвенном
профиле 112
5.3. Поведение нефти в почвах разных групп ланд-
шафтно-геохимических районов 115
204
Глава 6. ПОСЛЕДСТВИЯ НЕФТЯНОГО ЗАГРЯЗ-
НЕНИЯ И ВОССТАНОВЛЕНИЕ ПОЧВ 126
6.1. Влияние нефти и ее компонентов на окружаю¬
щую среду 126
6.2. Биодеградация компонентов нефти и самоочи¬
щение загрязненных почв 133
6.3. Рекультивация загрязненных нефтью земель 142
Глава 7. ПРИНЦИПЫ ПРОГНОЗНОГО ГЕОЭКО-
ЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ТЕРРИТО¬
РИЙ НЕФТЕДОБЫЧИ 151
7.1. Мелкомасштабное районирование крупных
территорий по типам изменения природной
среды при нефтедобыче 151
7.2. Прогнозная модель загрязнения ландшафтно¬
геохимической системы нефтью 162
Глава 8. ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ
НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ КОМПЛЕКСОВ .... 168
8.1. Цели и задачи геоэкологического мониторин¬
га 168
8.2. Некоторые методы геоэкологического монито¬
ринга 172
8.3. Вопросы нормирования загрязнения среды не¬
фтью и нефтепродуктами 179
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 188
ЛИТЕРАТУРА 197
CONTENTS
INTRODUCTION ..... 3
Part I. NATURAL FLOWS OF HYDROCARBONS IN BIO¬
SPHERE AND LITHOSPHERE 8
Chapter 1. Biospheric flows of hydrocarbons 8
1.1. Forms and resources of carbon in the geographic
sphere 8
1.2. Hydrocarbons in living matter ,. 11
1.3. Hydrocarbons in soils 16
1.4. Hydrocarbon flows in biosphere 24
Chapter 2. Lithospheric flows of hydrocarbons 31
2.1. Distribution of hydrocarbons in lithosphere 31
2.2. Types of lithospheric hydrocarbon flows 34
2.3. Hydrothermal source of space localized hydrocarbon
flows 41
2.4. Mercury as a geochemical indicator of the depth of
hydrocarbon migration channels 46
2.5. Geochemical aureole as traces of lithospheric hydro¬
carbon flows 52
Chapter 3. On the coincidence of space localized litho¬
spheric hydrocarbon flows with seismogenic zones and recent
morphostructure 57
3.1. The dilatancy model of hydrocarbon migration in
lithosphere 57
3.2. The coincidence of major oil/gas fields with seismo¬
genic morphostructural knots 60
3.3. Seismoactivity “D-latitudes” and major oil/gas fields
69
Chapter 4. Polycyclic aromatic hydrocarbons (PAH) as
geochemical indicators of lithospheric hydrocarbon flows ... 79
4.1. PAH - geochemical indicators used in oil/gas fields
prospecting 79
4.2. PAH - geochemical indicators of the hydrothermal
process 92
Part II. TECHNOGENIC GEOCHEMICAL FLOWS OF OIL AND
PETROLEUM PRODUCT IN THE ENVIRONMENT 107
Chapter 5. The sources and distribution of technogenic
hydrocarbon flows 107
5.1. Sources of technogenic oil flows in oil fields 107
5.2. Migration and distribution of oil in the soil profile . 112
5.3. Behavior of oil in the soils from different groups of
landscape-geochemical regions 115
Chapter 6. The consequences of oil pollution and soil restora¬
tion 126
6.1. The oil impact on the environment 126
6.2, Biodegradation of oil components and self-cleaning
of polluted soils 133
6.3 Restoration of oil polluted soils 142
206
Chapter 7. The concept of prognostic geoecological division-
disirict of oil production regions 151
7.1. Small-scale division-district of the large territories
according to the types of probable changes of the
environment during oil production 151
7.2. The prognostic model of oil pollution of the landsca-
pe-geochemical complex 162
Chapter 8. Geoecological monitoring of the oil/gas production
territories 168
8.1. Problem* and objects of geoecological monitoring . 168
8.2. Certain methods of geoecological monitoring 172
8.3. Problems of oil pollution load on environment .... 179
CONCLUSION 188
REFERENCES *97
Научное издание
Пиковский Юрий Иосифович
ПРИРОДНЫЕ ТЕХНОГЕННЫЕ ПОТОКИ
УГЛЕВОДОРОДОВ В ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЕ
Зав. редакцией И. И. Щехура
Редактор Г.С. Савельева
Художественный редактор А.Л. Прокошев
Обложка художника Б.С. Веттера
Корректор Л.А. Айдарбекова
Оператор ПЭВМ Е.Г. Иванов
И Б № 6313
Сдано в набор 24.12.92. Подписано в печать 17.06.93.
Формат 60 X 90 1/16. Бумага офс. кн.-журн.
Гарнитура литературная. Офсетная печать.
Уел. печ. л. 13,0. Уч.-изд. л. 14,27.
Тираж 500 экз. Заказ № 1163. Изд. № 2590.
Оригинал-макет подготовлен
с использованием издательской системы TfejX
в J1BM механико-математического факультета МГУ.
Ордена “Знак Почета” издательство
Московского университета.
103009, Москва, ул. Герцена, 5/7.
Типография ордена “Знак Почета” изд~ва МГУ.
119899, Москва, Воробьёвы горы