НЕФТЕХИМИЯ, 2022, том 62, № 3, с. 328-335

УДК 553.982, 553.982

НОВЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ СИП ОЗЕРА БАЙКАЛ

H. Minami², М. М. Макаров¹, А. Г. Горшков¹

¹ФГБУН Лимнологический институт СО РАН (ЛИН СО РАН), г. Иркутск, 664033 Россия

²Kitami Institute of Technology, Kitami, 090-8507 Japan

^*E-mail: khloleg45@yandex.ru

Поступила в редакцию 26 января 2022 г.

После доработки 3 марта 2022 г.

Принята к публикации 4 апреля 2022 г.

Обнаружено новое нефтепроявление восточного побережья Среднего Байкала - «Зеленсип», характери-

зующееся на дне естественной разгрузкой газа (сип) и накоплением в верхнем слое донных отложений

нефти (высокомолекулярной битумной фракции) и газовых гидратов. Газ в осадках и газовых гидратах

на 99% представлен термогенным метаном. Изотопный состав углерода (δ ¹³С-С₁) оценен интервалом

от -48.1 до -48.8‰ для метана из осадка и от -49.4 до -50.2‰ - из гидратов. Разгрузка нефти в водную

толщу отсутствует. В составе нефти н-алканы и изопреноиды не обнаружены, полициклические арома-

тические углеводороды определены на уровне 1800-2200 ppm и включают ретен (50-90 ppm) и перилен

(120-140 ppm). Уровень концентрации перилена указывает на значительную трансформацию нефти при

ее продвижении от источника генерации. Присутствие в составе нефти ретена, свидетельствует о ее кон-

тинентальном происхождении, биомаркерных соединений - гопанов об идентичности с байкальскими

аpоматико-нафтеновыми нефтями. К источнику органического вещества отнесены донные отложения

байкальской впадины, имеющие ранее кайнозойский возраст и расположенные в центральной глубоко-

водной части котловины.

Ключевые слова: нефть, газ, сип, озеро Байкал

DOI: 10.31857/S0028242122030029, EDN: IDQCSQ

Нефть в пресноводных водоемах обнаружена

глубине 900 м, второй приурочен к эрозионному

только в трех крупных озерах: Танганьика (Цен-

врезу на продолжение устья реки в 1.5 км от бе-

тральная Африка), Чапала (Мексика) и Байкал

рега, глубина озера ~300 м. В первом (нефтега-

(Россия). Для последнего это явление описано с

зовый сип «Горевой Утес») детально исследован

научной позиции еще в 18 столетии И.Г. Гмели-

участок дна, на котором нефть скапливается в дон-

ным и на протяжении почти двух веков байкаль-

ных отложениях и разгружается в водную толщу,

ская нефть эпизодически исследуются после от-

достигая поверхности озера [2]. Возраст нефти

крытия новых ее выходов на акватории или на

оценен позднемеловым периодом (не древнее), ее

дне. Подробная история исследований природной

источник связан с нефте-материнскими породами

байкальской нефти освещена в работах академика

олигоцен-миоценовой толщи Байкальского рифта,

А.Э. Конторовича [1].

слагающего нижний прозрачный сейсмокомплекс

В настоящее время известно два нефтепроявле-

озера [1-3]. На втором участке (нефтепроявление

ния на оз. Байкал - напротив мыса Горевой Утес и

«Зеленовская») место разгрузки нефти на дне обна-

устья р. Бол. Зеленовская. Оба района расположе-

ружить не удалось. Исследование образцов нефти,

ны в Средней котловине озера на расстоянии более

собранных с поверхности озера, показало, что это

100 км друг от друга (рис. 1а). Первый находится

биодеградированная ароматико-нафтеновая нефть,

в 10 км от берега в цирке подводного оползня на

значения биомаркерных показателей катагенеза со-

328

НОВЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ СИП ОЗЕРА БАЙКАЛ

329

Рис. 1. Нефтепроявления в акватории озера Байкал: (а) 1 - черный круг - «Зеленовская»; 2 - серый круг с черным конту-

ром - «Горевой Утес»; 3 - белый квадрат с черным контуром - «Зеленсип». На врезках: б - фотография керна VER-21-01

st10GC3 (образец 2, белыми стрелками показаны отобранные капли нефти на поверхности среза); в - керн VER-21-02

st2GC1 (образец 3), обводненная алевритовая глина, пропитанная нефтью; г - схема рельефа суши и дна напротив р. Бол.

Зеленовская, изолинии проведены через 50 м. Группой черных точек отмечен район «Зеленовская» (1), места всплывающих

шариков нефти; квадратом - «Зеленсип» (3), находки нефти в донных отложениях; пунктирные линии - гряды; пунктир с

точкой - предполагаемая линия тектонического нарушения.

ответствует градации МК₂ и глубине погружения

и весом 300 кг. Анализ газа выполнен на образ-

нефтепроизводящих отложений не менее 3 км [1].

цах керна VER-19-03 st6GC1 (1), нефти - кернов

VER-21-01 st10GC3 65-70 см (2) и VER-21-02

Цель настоящей работы - установление харак-

st2GC1 60-70 см (3) (рис. 1б, в). Оценку скорости

теристик нового нефтепроявления на оз. Байкал

всплывающих «чистых» пузырьков газа или неф-

(«Зеленсип») с привлечением методов эхолокации,

ти выполняли по гидроакустическим записям на

результатов анализа газогидратов и газов, иденти-

основе эхограмм модернизированного однолуче-

фикации углеводородов нефти для ответа на вопро-

вого эхолота Furuno FCV-1100 (Япония). Скорости

сы о возрасте, путях миграции и условиях аккуму-

оценивали по углу наклона траектории всплытия

ляции нефти, а также для оценки нефтепроявления

по методике [4], предложенной для газа и газовых

как природного источника полициклических аро-

гидратов при прохождении водной толщи. По рас-

матических углеводородов (ПАУ) - приоритетных

хождению скоростей всплытия различных тел (пу-

стойких органических загрязняющих веществ.

зырь газа, шарик нефти, кусок газовых гидратов)

делали вывод о наличии в водной толще того или

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

иного объекта.

Отбор кернов донных отложений выполнен гра-

Отбор проб и анализ газа проводили по мето-

витационной трубой длиной 3 м, диаметром 127 мм ду [5]. Пробы газа хранили в пробирках объемом

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022

330

ХЛЫСТОВ и др.

5 мл, герметично закрытых пробками из бутило-

вой ванне (ВУ-09-«Я-ФП»-03, ООО «Ферропласт

вой резины, с добавкой хлорида алкилдиметил-

Медикал, Россия, 50 Гц, 130 Вт) при комнатной

бензиламмония (хлорида бензалкония) в качестве

температуре в течение 20 мин (дважды). Экстракты

консерванта. Состав газов определяли на хрома-

объединяли, высушивали над безводным Na₂SO₄,

тографе Shimadzu GC-2014 (Технологический ин-

концентрировали на роторном испарителе до объе-

ститут Китами, Япония) с детекторами - катаро-

ма ~ 2 мл; концентрат центрифугировали и делили

метром и ПИД, подключенных последовательно,

на две равные части. В первой части гравиметри-

и стеклянной колонкой Shimadzu Sunpak-S (2 м ×

ческим способом оценили суммарное количество

3.0 мм). Инструментальная ошибка измерения каж-

экстрактивных веществ, которое отнесено к содер-

дого компонента газа не превышала 1.2%. Изотоп-

жанию нефти в керне, во второй части - содержа-

ный состав газов измеряли на масс-спектрометре

ние н-алканов и изопреноидов. Для определения

Thermo Fisher Scientific Delta V (Технологический

ПАУ и биоиндикаторов экстракт концентрировали

институт Китами, Япония), объединенного с газо-

до объема 0.1 мл, к концентрату добавляли 1.0 мл

вым хроматографом Thermo Fisher Scientific Trace

н-гексана. Смесь встряхивали, выдерживали при

GC Ultra с капиллярной колонкой Sigma-Aldrich

5°С в течение 24 ч, затем центрифугировали, супер-

Carboxen-1006 PLOT (30 м × 0.32 мм × 15 мкм).

натант анализировали методом хромато-масс-спек-

Соотношение изотопов углерода δ (‰) оценено по

трометрии.

формуле:

Подготовленные образцы анализировали на

хромато-масс-спектрометре Agilent Technologies

7890 B GC System 7000C MS Triple Quad (Agilent,

США) с капиллярной колонкой OPTIMA17ms®,

Macherey-Nagel, Германия (30 м × 0.25 мм ×

0.25 мкм), в режиме программирования температу-

где R - соотношение изотопов ¹³C/¹²C в образце и

ры колонки: 60°C 5 мин, с 60 до 310°C со скоро-

стандарте, стандарт V-PDB (NIST RM8544). Ошиб-

стью 10°C/мин, 310°C 30 мин (для н-алканов); 50°C

ка измерения δ¹³C 0.3‰.

0.5 мин, с 50 до 310°C со скоростью 20°C/мин,

Для анализа углеводородов нефти с поверхно-

310°C 32.5 мин (для ПАУ); температура инжектора:

сти среза керна (2) капли нефти собирали пипеткой

280°C; температура источника: 230°C, энергия ио-

в пробирку Эппендорф объемом 1.5 мл, герметич-

низации - 70 эВ. В колонку хроматографа вводили

но упаковывали и хранили при +4°С до анализа. В

2 мкл образца в режиме без деления потока. Пики

лаборатории к образцу 2 (1.8 мг) добавляли 1 мл

н-алканов и изопреноидов регистрировали в режи-

хлористого метилена, смесь встряхивали и центри-

мах полного сканирования масс-спектров (ПИТ) от

фугировали. Образец керна (3) на борту научно-

m/z 50 до m/z 600, мониторинга выбранных ионов

исследовательского судна (НИС) герметично упа-

(МВИ) по ионам m/z 57, 71 и 183. Пики ПАУ реги-

ковывали и хранили при -18°С. В лаборатории об-

стрировали в режиме МВИ и для подтверждения

разец (3) гомогенизировали и отбирали 10 г осадка

идентификации - в мониторинге заданных реак-

(влажность 30%). К образцам (2) и (3) добавляли

ций (МЗР) в условиях, выбранных в работе [6] для

внутренние стандарты: смесь дейтерированных

определения ПАУ. Идентификацию пиков н-ал-

ПАУ - нафталин-d₈, аценафтен-d₁₀, фенантрен-d₁₀,

канов проводили по временам удерживания (t_RR)

хризен-d₁₂ и перилен-d₁₂

(Supelco, USA), 50 нг/мкл

относительно t_R сквалана, ПАУ - относительно t_R

каждого в смеси н-гексан:ацетон (1:1, об.:об.) и

дейтерированных стандартов ПАУ. Поиск биомар-

раствор сквалана (SIGMA-ALDRICH, Germany)

керов проведен по методике работы [3] и по базе

100 нг/мкл в хлористом метилене. К образцу (2)

данных масс-спектров NIST 2014. Количествен-

было добавлено 5 мкл смеси дейтерированных

ное определение ПАУ проведено по методу вну-

ПАУ и 100 мкл раствора сквалана, к образцу (3) -

треннего стандарта с использованием в качестве

2 мкл смеси дейтерированных ПАУ и 50 мкл раство-

суррогатных стандартов дейтерированных ПАУ с

ра сквалана. Углеводороды из образца (3) экстраги-

внутрилабораторной прецизионностью определе-

ровали 15 мл хлористого метилена в ультразвуко-

ния (σ_R) не более 20% при извлечении аналитов в

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022

НОВЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ СИП ОЗЕРА БАЙКАЛ

331

количестве не менее 85%. Величину σ_R оценивали

риале осадка и газовых гидратов керна VER-19-03

путем расчета относительных дисперсий отклоне-

st6GC1(1), в обоих случаях представлен метаном,

ний параллельных результатов измерений от сред-

до 99% в смеси, и этаном не более 1%. Высшие

них значений (при числе степеней свободы не ме-

гомологи в углеводородном газе присутствовали

нее 30) по результатам определений ПАУ в донных

в следовых количествах. Изотопный состав угле-

осадках Байкала [7]. Однородность дисперсий для

рода (δ¹³С-С₁) в метане из газа осадка оценен ин-

выделенных подгрупп концентраций ПАУ прове-

тервалом от -48.1 до -48.8‰ и в этане - от -25.7

ряли по критерию Кохрена. Правильность опреде-

до -26.4‰, а в газовых гидратах значение δ ¹³С-С₁

ления ПАУ оценивали методом введено-найдено,

установлено в интервале от -49.4 до -50.2‰ и от

чистоту растворителей и оборудования - по холо-

-24.5 до -24.7‰ для метана и этана, соответственно.

стых опытам. Содержание ПАУ представляли как

Керны VER-21-01 st10GC3 (2) и VER-21-02

среднее значение результатов анализа двух проб,

st2GC1 (3) использовали для идентификации угле-

число значимых цифр в результате определения -

водородов нефти. В составе образцов 2 и 3 содер-

на основании доверительного интервала.

жание углерода найдено в интервале от 74 до 86%,

водорода - от 11 до 12% с соотношением этих эле-

ментов (С/Н) в интервале от 7.0 до 7.4, соответ-

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

ствующим составу нефтяных битумов. ИК-спек-

В 2019 г. в ходе поиска газовых гидратов напротив

тры исследованных образцов характеризовались

устья р. Бол. Зеленовская в районе склоновой гря-

наличием полос поглощения при 2962, 2872, 2925,

ды в 3.5 км от берега вскрыты гидратоносные газо-

2850 см^-1, связанных с наличием СН₃- и СН₂-групп

нефтенасыщенные донные отложения в интервале

разветвленных и циклических углеводородов.

0.1-3 м ниже дна (координата 52,6460°/107,3307°,

Соотношения индикаторных ПАУ (R^г-R^е) в со-

глубина 420 м). Данный район, расположенный

ставе битума подтверждают их нефтяной генезис

в 2 км от района всплывающих нефтяных капель

(табл. 1) [8]. В материале керна донных отложений

(нефтепроявление «Зеленовская»), обозначен как

(образец 3) содержание битумной фракции нефти

нефтегазовый сип «Зеленсип». Дополнительная

не превышало 0.07-0.11%.

батиметрическая съемка дна позволила проследить

На хроматограммах раствора битума (образец 2,

форму и расположение склонных гряд до шель-

рис. 2а) и экстракта материала керна (образец 3)

фа озера. Гряда с данным сипом вверх по склону

зарегистрированы нафтено-ароматические горбы,

имеет резкие изгибы и понижение, фиксирующие

пики n-алканов и изопреноидов не были зафикси-

тектоническое нарушение (рис. 1г). На эхограммах

рованы выше уровня S/N = 3 (соотношение сигнал/

эхолота над нефтепроявлением «Зеленсип» зафик-

шум). В исследованных образцах обнаружено 22

сировано всплытие пузырьков газа в виде «факела»

полиарена (рис. 2б), в том числе 13 ПАУ, вклю-

до глубины 50-100 м ниже уровня озера, со скоро-

ченных в число приоритетных в системе контроля

стью 19-22 см/с. На поверхности озера пятен неф-

стойких органических загрязнителей в природных

ти и всплывающих пузырей не наблюдалось в тече-

объектах. Из ряда биоиндикаторов в составе иссле-

ние периода исследования с 2019 по 2021 гг.

дованных образцов битума идентифицированы го-

Геологический разрез донных отложений пред-

паны, в том числе олеанан (рис. 2в).

ставляет собой чередование слоев сверху вниз: в

Сложный рельеф дна района «Зеленсип» сви-

интервале 0-0.5 м ниже дна вскрыт восстановлен-

детельствует о эрозионных и тектонических про-

ный оливко-черного цвета диатомовый ил с вклю-

цессах восточного склона котловины. Некоторые

чениями жидкой нефти коричневого цвета; ниже от

гребни различной конфигурации, идущие из глу-

0.5 до 3 м керн представлен серыми алевритовыми

боководных частей озера могут служить каналами

глинами с прожилками газовых гидратов белого

для углеводороднасыщенных флюидов. Роль кол-

цвета и пятнами (каплями) нефти темно-коричне-

лектора выполняют проницаемые слои (диатомо-

вого цвета. В результате разложения газовых гидра-

вые илы или песчанистые слои конуса выноса рек)

тов часть керна могла быть разрушена и обводнена.

внутри гряды. Покрышкой выступают глинистые

Углеводородный газ, исследованный на мате-

отложения, повсеместно распространенные по все-

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022

332

ХЛЫСТОВ и др.

Рис. 2. Хроматограммы раствора битума (образец 2): (а) в режиме ПИТ, пики: 1 - сквалан, внутренний стандарт;

(б) в режиме МВИ, пики: 1 - нафталин-d₈, 2 - нафталин, 3 - 2-метилнафталин, 4 - 1-метилнафталин, 5 - аценафтилен,

6 - аценафтен-d₁₀, 7 - аценафтен, 8 - флуорен, 9 - фенантрен-d₁₀, 10 - фенантрен, 11 - антрацен, 12 - 3-метилфенантрен,

13 - 2-метилфенантрен, 14 - 9-метилфенантрен, 15 - 1-метилфенантрен, 16 - флуорантен, 17 - ретен, 18 - пирен,

19 - бенз[a]антрацен, 20 - хризен-d₁₂, 21 - хризен, 22 - бенз[b]флуорантен, 23 - бенз[e]пирен, 24 - бенз[а]пирен,

25 - перилен-d₁₂, 26 - перилен, 27 - бензо[ghi]перилен; (в) в режиме МВИ, (m/z 191), пики: 1 - гопан Z (C30); 2 - адиантан

(С29); 3 - диагопан (С30); 4 - олеанан (С30); 5 - гопан (С30); 6 - гопан (С31)-22 S; 7 - гопан (С31)-22 R; 8 - гопан (С32)-22 S;

9 - гопан (С32)-22 R.

му Байкалу. Гидратоносные слои также могут вы-

свод в антиклинальных частях гряд до глубин 380 м

ступать в роли экрана, препятствующего разгрузки

(глубина верхней границы стабильности гидрата

газа и нефти в глубоководных районах вдоль этой

метана для Байкала). По трещиноватой зоне тек-

гряды, т.к. верхняя граница зоны стабильности га-

тонических нарушений поток газа и увлекаемая за

зовых гидратов повторяет рельеф дна и формирует

ним нефть могут разгружаться на бóльшей глубине.

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022

НОВЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ СИП ОЗЕРА БАЙКАЛ

333

Таблица 1. Характеристика нефти нефтегазового сипа «Зеленсип»

Ʃ_{алканов,}

Ʃ_ПАУа,

Ʃ_ПАУб,

Ʃ_ПАУв,

Бенз[a]пирен,

Перилен,

Ретен,

№ образца

R^г

R^д

R^е

ppm

˂ 1

1800

1400

˂0.5

120

0.03

0.30

0.25

˂ 1

2200

1900

2.6

140

0.01

0.26

0.23

^а Суммарное содержание обнаруженных ПАУ.

^б Суммарное содержание нафталинов (нафталина, 1-метилнафталина и 2-метилнафталина).

^в Суммарное содержание фенатренов (фенантрена, 3-метилфенантрена, 2-метилфенантрена, 9-метилфенантрена, 1-метилфенантрена).

^г Cоотношение антрацен/(антрацен + фенантрен).

^д Cоотношение флуорантен/(флуорантен + пирен).

^е Cоотношение бенз[a]антрацен/(бенз[a]антрацен + хризен).

Метан и этан из осадков и газовых гидратов

и биодеградации [7, 12]. Состав битума характе-

из этого сипа отнесены к термогенным газам, со-

ризуется высоким содержанием ПАУ - от 1800 до

гласно обновленной диаграмме в координатах

2200 ppm, которое сравнимо с количеством ПАУ

С₁/(С₂+С₃)-δ¹³С-С1 [9]. Наличие разгрузки тер-

в нефти, собранной на водной поверхности и дне

могенного газа в виде свободного газа (пузыри,

озера в районе нефтепроявления «Горевой Утес»,

«факела» на эхограммах) и газовых гидратов вбли-

и отличается отсутствием дибенз[a,h]антрацена

зи поверхности дна доказывает, что газолифтинг

(≤ 0.5 ppm) и минимальным содержанием бенз[a]-

способствовал миграции нефти к поверхности дна

пирена, обладающих канцерогенными свойствами.

озера по тем же каналам, по которым поступает газ.

Последний результат имеет критическое значе-

Следует отметить, что в районе нефтепроявлений

ние при оценки нефтепроявления как природного

«Зеленовская», где разгрузки газа не происходит, в

источника ПАУ в экосистеме оз. Байкал. Следует

осадках зафиксирован лишь газ микробного проис-

также отметить относительно высокое содержа-

хождения (δ¹³С-С₁ = (-71.6) - (-64.3), ‰, среднее =

ние в битуме перилена (табл. 1) - на два порядка

-69.63‰; С₁/С₂ = 17000-109000, среднее = 48000)

величины выше, чем в нефти, взятой в районе не-

[10].

фтепроявления «Горевой Утес» [7]. Уровень его

Скорости всплытия чистых газовых пузырьков

содержания как стабильного конечного продукта

на оз. Байкал лежат в диапазоне от 18 до 24 см/с,

превращений органического вещества в донных

а шариков нефти - от 10 до 12 см/с [11]. Анализ

отложениях [13] свидетельствует, как о продолжи-

эхограмм и скорости всплытия пузырьков в районе

тельном пути прохождения нефти от источника ее

сипа «Зеленсип» показывает, что в водную толщу

генерации, так и о длительном накоплении в верх-

в настоящее время идет разгрузка чистого газа, без

них слоях донных отложений. Низкое содержание

примеси нефти. Отсутствие всплывающих шариков

нафталинов подтверждает последнее предположе-

и пятен нефти на поверхности озера подтверждает

ние, так как нафталины обладают максимальной

этот вывод и свидетельствует о консервации нефти

растворимостью в воде в ряду приоритетных ПАУ

в донных отложениях, которая может быть связана

и активно мигрируют в водную толщу (табл. 1, в

со следующими причинами: или количество нефти

нефти нефтепроявления «Горевой Утес» количе-

недостаточно для свободного поступления на вод-

ство нафталинов оценено уровнем 330-590 ppm

ную поверхность, как в районе нефтепроявления

[7]). В составе битума идентифицирован ретен

«Зеленовская» и сипа «Горевой Утес»; или скопле-

(1-метил-7-изопропилфенантрен) и его количество

ние газовых гидратов препятствует ее прорыву в

оценено уровнем 50-90 ppm. Ретен не встречает-

воды озера.

ся в морских древних нефтях Восточной Сибири

Отсутствие в составе исследованных образцах

и его присутствие подтверждает континентальное

нефти н-алканов и изопреноидов указывает на вы-

происхождение исследуемой нефти [14], также, как

сокую степень ее трансформации, очевидно, вслед-

и присутствие олеанана, индикатора органического

ствие ее фракционирования в донных отложениях

вещества высших растений. Состав биомаркерных

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022

334

ХЛЫСТОВ и др.

соединений - гопанов, в исследованных образцах

ФИНАНСИРОВАНИЕ РАБОТЫ

битума подобен их составу в аpоматико-нафтено-

Исследование выполнено в рамках проектов

вых нефтях, изученных в районе сипа «Горевой

ЛИН СО РАН № 0279-2021-0006, анализ нефти

Утес» [3].

выполнен на оборудовании ЦКП «Ультрамикро-

Представленные данные свидетельствуют о

анализ», полевые работы 2019 г. и анализ газа за

едином (с генетической точки зрения) источнике

счет проектов JSPS KAKENHI 16H05760 (H.M.),

всех известных в настоящее время нефтепроявле-

20H04304 (H.M.), и президентского гранта Инсти-

ний оз. Байкал. Присутствие олеанана позволяет

тута Технологий Китами (Япония).

относить возраст материнской толщи к осадочным

отложениям не древнее позднемелового периода,

КОНФЛИКТ ИНТЕРЕСОВ

для Байкала это нижний прозрачный сейсмостра-

Авторы заявляют об отсутствии конфликта ин-

тиграфический олигоцен-миоценовый комплекс,

тересов, требующего раскрытия в данной статье.

степень трансформации органического вещества в

котором достигает «нефтяного» окна» МК₂ [1].

ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ

Хлыстов Олег Михайлович, зав. лаборатори-

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ей, ORCID: https://orcid.org/0000-0002-6128-708x;

Новое нефтепроявление - «Зеленсип», обнару-

WoS - A-8977-2014; Scopus - 6601969997

женное на дне оз. Байкал, идентифицировано как

Изосимова Оксана Николаевна, м.н.с., ORCID:

холодный сип с разгрузкой глубинного термоген-

https://orcid.org/0000-0003-0196-9369

ного метана и этана, накоплением в верхнем слое

донных отложений газовых гидратов и нефти.

Hirotsugu Minami, PhD, prof., ORCID: https://

Нефть идентифицирована как битумная фракция,

orcid.org/0000-0002-7230-7808

ее содержание в материале кернов не превышает

Akihiro Hachikubo, PhD, prof., ORCID: https://

0.07-0.11%. Относительно высокая доля периле-

orcid.org/0000-0001-5007-2721

на в составе нефти указывает на высокую степень

Макаров Михаил Михайлович, к.г.н., зав. лабо-

трансформации вследствие ее фракционирования

раторией, ORCID: https://orcid.org/0000-0002-1758-

в ходе продвижения от источника генерации и на

4458

биодеградацию, а низкое содержание нафталинов -

Горшков Александр Георгиевич, к.х.н., доцент,

на длительное нахождение скоплений нефти в при-

в.н.с., ORCID: https://orcid.org/0000-0003-4833-

поверхностных донных отложениях озера. Ретен,

810x

обнаруженный в составе нефти, указывает на ее

континентальное происхождение, биомаркерные

соединения - гопаны, на сходство с байкальскими

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

аpоматико-нафтеновыми нефтями. Как и для не-

1. Конторович А.Э., Каширцев В.А., Москвин В.И., Бур-

фтегазового сипа «Горевой Утес» к источнику ор-

штейн Л.М., Земская Т.И., Костырева Е.А., Калмыч-

ков Г.В., Хлыстов О.М. Нефтегазоностность отложе-

ганического вещества отнесены донные отложения

ний озера Байкал // Геология и геофизика. 2007. Т. 48.

байкальской впадины ранее кайнозойского возрас-

№ 12. С. 1346-1357 [Kontorovich A.E., Kashirtsev V.A.,

та, расположенные в центральной глубоководной

Moskvin V.I., Burshtein L.M., Zemskaya T.I., Kostyre-

части впадины. Нефть с газом мигрирует по на-

va E.A., Kalmychkov G.V., Khlystov O.M. Petroleum

клонным проницаемым осадкам вдоль склоновых

potential of Baikal deposits // Russian Geology and

гребней. Роль покрышки выполняют глинистые

Geophysics. 2007. V. 48. P. 1046-1053. https://doi.

отложения, сцементированные газовым гидратом.

org/10.1016/j.rgg.2007. 11.0045].

2. Хлыстов О.М., Горшков А.Г, Егоров А.В., Зем-

ская Т.И., Гранин Н.Г., Калмычков Г.В., Воробье-

БЛАГОДАРНОСТИ

ва С.С., Павлова О.Н., Якуп М.А., Макаров М.М.,

Авторы благодарны чл.-корр. РАН А.В. Кашир-

Москвин В.И., Грачев М.А. Нефть в озере мирово-

цеву за обсуждение материалов и корректировку

го наследия // ДАН. 2007. Т. 414. № 5. С. 656-659

текста статьи.

[Khlystov O.M., Gorshkov A.G., Egorov A.V., Zem-

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022

НОВЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ СИП ОЗЕРА БАЙКАЛ

335

skaya T.I., Granin N.G., Kalmychkov G.V., Voro-

indicators of PAH source and composition // Organic

b’eva S.S., Pavlova O.N., Yakup M.A., Makarov M.M.,

Geochemistry. 2002. V. 33. P. 489-515. PII: S0146-

Moskvin V.I., Grachev M.A. Oil in the lake of world

6380(02)00002-5

heritage // Dokl. Earth Sci. 2007. V. 415. No 1. P. 682-

Milkov A.V., Etiope G. Revised genetic diagrams for

685. https://doi.org/10.1134/S1028334X07050042].

natural gases based on a global dataset of > 20,000

Каширцев В.А., Конторович А.Э., Москвин В.И.,

samples // Org. Geochem. 2018. V. 125. P. 109-120.

Данилова В.П., Меленевский В.Н. Терпаны не-

10.

Калмычков Г.В., Егоров А.В., Хачикубо А., Хлыс-

фтей озера Байкал // Нефтехимия. 2006. Т. 46. № 4.

тов О.М. Углеводородные газы подводного не-

С. 243-250 [Kashirtsev V.A., Kontorovich A.E., Mosk-

фтегазового проявления Горевой Утес (оз. Байкал,

vin V.I., Danilova V.P., Melenevskii V.N. Terpanes

Россия) // Геология и геофизика. 2019. Т. 60. № 10.

from oil shows of Lake Baikal // Petrol. Chemistry.

С. 1488-1495. https://doi.org/10.15372/GiG2019110

2006. V. 46. № 4. P. 217-224. https://doi.org/10.1134/

S0965544106040013].

[Kalmychkov G.V., Egorov A.V., Hachikubo A.,

Granin N.G., Aslamov I.A., Kozlov V.V., Makarov M.M.,

Khlystov O.M. Hydrocarbon gases of the gorevoi utes

Kirillin G., McGinnis D.F., Kucher K.M., Blinov V.V.,

Underwater oil-gas seep (Lake Baikal, Russia) // Russian

Ivanov V.G., Mizandrontsev I.B., Zhdanov A.A.,

Geology and Geophysics. 2019. V. 60. P. 1188-1194].

Anikin A.S., Granin M.N., Gnatovsky R.Yu. Methane

11.

Макаров М.М., Муякшин С.И., Кучер К.И., Асла-

hydrate emergence from Lake Baikal: direct

мов И.А., Гнатовский Р.Ю., Гранин Н.Г. Пузырько-

observations, modelling, and hydrate footprints in

вые выходы газа на дне озера Байкал: эхолокаци-

seasonal ice cover // Scientific Reports. 2019. V. 9.

онное наблюдение и оценка потока метана, связь

№ Art. 19361. P. 1-10. https://doi.org/10.1038/s41598-

этого потока с высотой газовых факелов // Фундамен-

019-55758-8

тальная и прикладная гидрофизика. 2016. Т. 9. № 3.

Hachikubo A., Minami H., Yamashita S., Khabuev A.,

С. 32-41.

Krylov A., Kalmychkov G., Poort J., De Batist M.,

12.

Pavlova O.N., Izosimova O.N., Chernitsyna S.M.,

Chenskiy A., Manakov A., Khlystov O. Characteristics

of hydrate-bound gas retrieved at the Kedr mud volcano

Ivanov V.G., Pogodaeva T.V., Khabuev A.V., Gor-

(southern Lake Baikal) // Scientific Reports. 2020. V. 10.

shkov A.G., Zemskaya T.I. Anaerobic oxidation of

№ Art. 14747. P. 1-12. https://doi.org/10.1038/s41598-

petroleum hydrocarbons in enrichment cultures from

020-71410-2

sediments of the Gorevoy Utes natural oil seep under

Gorshkov A.G., Izosimova O.N., Kustova O.V.

methanogenic and sulfate-reducing conditions //

Determination of priority polycyclic aromatic

Microbial Ecology. 2021. https://doi.org/10.1007/

hydrocarbons in water at the trace level // J. Anal.

s00248-021-01802-y

Chem. 2019. V. 74. P. 771-777. https://doi.org/10.1134/

13.

Халиков И.С. Перилен в донных отложениях Барен-

S1061934819080082

цева и Карского морей - Наука и образование в XXI

Gorshkov A., Pavlova O., Khlystov O., Zemskaya T.

веке: по материалам международной научно-прак-

Fractioning of petroleum hydrocarbons from seeped

тической конференции 31 июля 2017 г. // Вестник

oil as a factor of purity preservation of water in Lake

научных конференций. 2017. № 7-2 (23). Часть 2.

Baikal (Russia) // J. Great Lakes Research. 2020. V. 46.

С. 113-115.

P. 115-122. https://doi.org/10.1016/j.jglr.2019.10.010

Yunkera M.B., Macdonald R.W., Vingarzanc R.,

14.

Каширцев В.А. Геология и органическая геохимия

Reginald H.M. Goyettee D., Sylvestre S. PAHs in the

осадочных бассейнов Восточной Сибири. Новоси-

Fraser River basin: a critical appraisal of PAH ratios as

бирск: ИНГГ СО РАН, 2015. 159 c.

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022