Контроль состояния геологической среды на ранних стадиях освоения нефтяных месторождений

(На примере Пермского Прикамья)

С.М. KOCTAPEB (ПермНИПИнефть)

В процессе поисков, разведки и особенно на стадии эксплуатации нефтяных месторождений переформированию подвергаются не только гидрогеологическая обстановка в продуктивных пластах, но и энергетические, гидрогеохимические и газобиохимические условия вышележащих газонефтеводоносных комплексов, вплоть до горизонта пресных подземных вод [1–4]. С ростом добычи, усилением подготовки и переработки УВ-сырья нефтяной промысел превращается в источник загрязнения окружающей среды токсичными, химически стойкими, высокоподвижными компонентами глубинных флюидов, извлеченных на земную поверхность. Наибольшее негативное воздействие испытывает гидросфера и, в частности, пресные подземные воды – основной объект охраны и контроля. Всестороннее исследование проявлений техногенеза, изучение физико-химических, миграционных, технических и других процессов позволит найти оптимальные условия взаимодействия элементов окружающей среды с возрастающей техногенной нагрузкой.

Изучение геологической среды нефтедобывающих районов целесообразно проводить в несколько этапов с учетом различного структурного уровня исследований (табл. 1). Оценка состояния гидросферы на локальном уровне (площадь, месторождение, структура) осуществляется по результатам гидрогеохимического опробования режимных водопунктов и гидродинамических измерений в наблюдательных скважинах. В процессе исследований определяются макро- и микрокомпоненты химического состава вод, водорастворенные ОВ и газы, УВ-окисляющая и сульфатвосстанавливающая микрофлора [2]. Определение естественных фоновых содержаний компонентов химического состава вод производится несколькими методами. Обычно для этих целей используются материалы среднемасштабных гидрогеологических съемок и результаты химических анализов вод приповерхностной гидросферы. За величину естественного фона принимается среднее арифметическое значение содержания контролируемого компонента в воде, а по форме статистического распределения определяются модальные значения и верхние пределы фоновых величин.

При отсутствии гидрогеохимической информации для определения естественного фона, существовавшего до разработки месторождения, оценка загрязнения вод приповерхностной гидросферы производилась путем сопоставления среднестатистических гидрохимических параметров разрабатываемого месторождения и выбранного эталонного участка с аналогичными геолого-гидрогеологическими условиями и отсутствием какого-либо вида буровых работ. Оценка уровня загрязнения пресных вод компонентами глубинных флюидов производится на основании сопоставления гидрогеохимической информации, полученной в период интенсивного освоения нефтяного месторождения, с величиной естественного фона и предельной допустимой концентрацией компонента. В процессе исследований формируются геологическая модель и информационная база, которые являются необходимой основой для проведения различного рода профилактических и ликвидационных мероприятий.

Первые из них, проводимые в связи с охраной пресных подземных вод на стадиях разведки и пробной эксплуатации нефтяных залежей, должны быть направлены на предупреждение загрязнения гидросферы, что может быть достигнуто при регистрации поступления начальных порций компонентов-индикаторов. С этой целью на ранних стадиях освоения нефтяных месторождений, особенно в районах слабой естественной защищенности пресных подземных вод, целесообразно применять последовательные (по времени) газобиохимические исследования вод верхней гидродинамической зоны. Оценка техногенного влияния на геологическую среду базируется на выявлении (и сопоставлении с фоновыми) аномальных полей концентраций таких легкомигрирующих компонентов-индикаторов, как УВ-газы и УВ-окисляющая микрофлора.

Детальное изучение техногенного влияния на верхнюю часть геологической среды производилось при проведении нефтепоисковоразведочных работ и пробной эксплуатации на Уньвинском и Дороховском нефтяных месторождениях. Этот выбор определили следующие обстоятельства.

1. Наличие информации об естественном фоне до разведки месторождений, а также относительно высокая пространственная плотность периодических газобиохимических опробований наблюдательных водопунктов в процессе освоения нефтяных залежей.

2. Различие в структурно-гидрогеологическом положении месторождений. Уньвинское месторождение расположено в Соликамской депрессии Предуральского прогиба, в зоне развития нижнепермской галогенной формации большой мощности (до 750 м). Здесь водоносный горизонт пресных подземных вод в естественных условиях надежно изолирован от вертикальных восходящих перетоков из продуктивных комплексов палеозоя. Дороховское месторождение расположено в типично платформенных условиях и характеризуется слабой естественной защищенностью пресных подземных вод ввиду отсутствия в районах речных долин перекрывающего продуктивный разрез регионального нижнепермского флюидоупора.

3. Проходка поисково-разведочных и эксплуатационных скважин по соляной залежи Верхнекамского месторождения калийных солей и их цементирование на Уньвинском производились с применением специальных магнезиально-фосфатных материалов, разработанных в Пермском политехническом институте, обеспечивающих надежное сцепление, как с материалом обсадных колонн, так и с эвапоритовыми породами. На Дороховском месторождении применялась обычная для региона технология проходки и крепления скважин.

Методика исследований по оценке состояния гидросферы заключается в следующем. В пределах месторождения была сформирована наблюдательная сеть водопунктов, состоящая из родников и мелких скважин. Из них периодически (до начала разведочных работ) и регулярно (в период разведки и пробной эксплуатации) отбирались пробы воды и производился их анализ на содержание УВ-газов и УВ-окисляющей микрофлоры. По результатам определений составлены карты изменений концентрации водорастворенного метана и его гомологов в период проведения поисковых, разведочных и эксплуатационных работ и произведено их сравнение с естественными полями концентраций компонентов. Блок-схема обработки гидрогазобиохимической информации приведена на рис. 1.

На основании сопоставления естественных и техно-генных полей концентрации компонентов оконтуривались участки нарастания содержания УВ-газов, которые пространственно совпадают с контурами нефтяных залежей (Дороховское месторождение). Эти участки (техногенные аномалии УВ-газов) должны рассматриваться как очаги возможного подъема легкомигрирующих компонентов из продуктивных горизонтов в верхнюю гидродинамическую зону при дальнейшем усилении техногенеза в процессе интенсификации разработки нефтяных месторождений.

Детальные исследования на эталонных месторождениях показали, что наибольшей информативностью обладают газообразные гомологи метана: этан, пропан, бутан, характеризующиеся повышенными миграционными свойствами. Содержание предельных газообразных УВ (основных компонентов растворенных в нефти газов и газовых шапок) в водах верхней гидродинамической зоны увеличивается по мере освоения нефтяных залежей (рис. 2), в то время как концентрации непредельных УВ изменяются в пределах фоновых значений.

На рис. 3 показано закономерное повышение концентрации пропана в водах верхней гидродинамической зоны Дороховского месторождения на стадии поисков, разведки и разработки нефтяных залежей. Повышение содержания пропана в пресных подземных водах вблизи глубоких скважин обусловлено созданием дополнительных техногенных путей вертикальной миграции УВ-газов из нефтяных залежей. Конфигурация полей концентрации непредельных УВ-газов (пропилен), нехарактерных для растворенных газов нефтяных залежей, практически не меняется. На Уньвинском месторождении в условиях развития мощной соленосной толщи нижнепермского флюидоупора и надежного цементирования эксплуатационных колонн концентрации водорастворенных УВ-газов в верхней гидродинамической зоне не превышают естественных фоновых значений (табл. 2).

Контроль состояния гидросферы в районе нефтяных месторождений предложенными методами позволяет фиксировать начальные фазы нефтяного загрязнения вод и рекомендовать проведение профилактических или ликвидационных мероприятий по конкретным объектам. Максимально возможное приближение наблюдательных водопунктов к кустам глубоких нефтяных скважин обеспечит регистрацию первых порций компонентов-индикаторов нефтяного загрязнения пресных вод и позволит своевременно определить формирующийся источник загрязнения. Это существенно уменьшит ущерб, наносимый народному хозяйству нефтяным загрязнением окружающей среды.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гаттенбергер Ю.П. Основные направления охраны недр нефтяных месторождений // Труды ВНИИ.– 1987.– Вып. 98.–С. 156–163.
2. Михайлов Г.К., Костарев С.М. Оценка состояния геологической среды в районах разведки и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья//Труды ВНИИ.– 1987.– Вып. 98.– С. 164–173.
3. Особенности и стадийность преобразований гидрогеологических условий при разработке нефтяных месторождений (на примере юго-восточной части Западной Сибири) / А.А. Назаров, Е.В. Гусев, С.А. Юшков и др. // Охрана геологической среды от отрицательного воздействия предприятий горнодобывающего профиля. Тез. докл. Всесоюзн. научи, практич. конф. МГУ.– 1984.– С. 25–27.
4. Якобсон Г.П. Техногенное воздействие на геолого-гидрогеологическую среду поисково-разведочных работ на нефть и газ // Геология нефти и газа.– 1988.– № 2.– С. 45–49.

Abstract

Methodocal part of problems on geological environment state appraisal during prospecting, exploration and test exploration were considered on the base of detailed study at standard oil fields. Methods of hydrogasbiochemical study of oil fields upper hydrodynamic zone is proposed, aimed at revealing initial stages of hydrosphere oil pollution.

Рис. 1. Блок-схема обработки гидрогазобиохимической информации

Рис. 2. Изменение концентраций УВ-газов в водах верхней гидродинамической зоны в период освоения нефтяных залежей Дороховского месторождения

Рис. 3. Формирование техногенных полей концентрации пропана и пропилена в водах верхней гидродинамической зоны Дороховского месторождения

1 – концентрации газов, n·10^-4 см³/л в числителе – пропилена, в знаменателе – пропана; 2 – нефтяные скважины, 3 – контуры нефтяных залежей; изолинии 4 – пропилена (фон – 0; ВПФ – 0,16), 5 – пропана (фон – 0; ВПФ – 0,11); 6 – направление движения вод в верхней гидродинамической зоне месторождения

Таблица 1 Основные этапы исследований состояния геологической среды

Таблица 2 Изменение концентраций УВ-газов в пресных подземных водах эталонных месторождений

* ВПФ – верхний предел фоновых значений