К оглавлению	УДК 502.4:556.3:622.276.05(470.46 + 574.1)
	© О. М. Севастьянов, 1991

Проблема охраны природных ресурсов в результате изменений гидрогеологических условий при освоении нефтяных и газовых месторождений

О. М. СЕВАСТЬЯНОВ (ВолгоУралНИПИгаз)

Многие виды хозяйственной деятельности, включая геологоразведочные работы и нефтегазодобычу, негативно отражаются на водных, земельных и растительных ресурсах. Основными поверхностными источниками загрязнения почвогрунтов, открытых водоемов и пресных подземных вод на месторождениях нефти и газа являются буровые сточные воды и буровые шламы, захороняемые в земляных амбарах, утечки жидких УВ из продуктопроводов и высокоминерализованных сточных вод из водоводов, разливы химреагентов, нефти, попутных пластовых и сточных вод на объектах добычи, подготовки, обезвоживания и обессоливания нефти. Механизм поверхностного загрязнения хорошо известен и здесь не рассматривается.

Специфические особенности негативных последствий разведки и разработки месторождений нефти и газа обусловлены нарушением равновесия в недрах, приводящим к изменению гидрогеологических условий, что сказывается на поверхностных и грунтовых водах, почвах, растительности.

Негативное воздействие на гидрогеологические условия самой верхней части разреза разведуемой площади начинается с проведения геологического и гидрогеологического картирования и сейсморазведки. Эти работы сопровождаются бурением скважин глубиной от нескольких метров до десятков и первых сотен. В результате площадь покрывается сетью скважин, способы ликвидации которых не обеспечивают герметичность нарушенных бурением геологических напластований. Стволы ликвидированных скважин представляют собой искусственно ослабленные зоны, соединяющие различные водоносные горизонты, что обусловливает вертикальные перетоки подземных вод вплоть до излива их на земную поверхность. Это приводит к повышению минерализации пресных подземных вод и открытых водоемов, засолению почв, заболачиванию местности, эрозии береговых склонов, интенсификации карстовых процессов и общему истощению ресурсов подземных вод.

Еще более значительные отрицательные явления в недрах и на земной поверхности возникают при перетоках газа из залежей через аварийные разведочные и эксплуатационные скважины. В этом случае процессы нарушения гидрогеологического равновесия протекают очень быстро и для ликвидации их последствий требуется оперативное проведение трудоемких и дорогостоящих мероприятий. Характерным примером формирования техногенной загазованности надпродуктивных отложений и связанного с ней изменения гидрогеологических условий является ситуация, сложившаяся на Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении (КНГКМ). Нефтегазоконденсатная сероводородсодержащая залежь мощностью более 1500 м и пластовым давлением 53 МПа приурочена к карбонатным артинско-каменноугольным отложениям, глубина залегания кровли которых характеризуется резкими перепадами на небольших расстояниях и в среднем составляет 3680 м. Соленосные отложения кунгурского яруса нижней перми, перекрывающие залежь, образуют купола по окраинам месторождения, в которых они залегают на глубине 150-250 м. В центральной части месторождения находится межкупольная мульда, в которой кунгурские соли мощностью от нескольких метров до нескольких десятков залегают на глубине до 4800 м, а местами вообще отсутствуют. Мульда заполнена верхнепермскими, триасовыми, юрскими, меловыми, неогеновыми и четвертичными преимущественно песчано-глинистыми отложениями. Коллекторы развиты в отложениях кайнозоя, мезозоя и татарского яруса верхней перми до глубины 2500-3000 м. Глубже в отложениях казанского и уфимского ярусов, а также в соленосных кунгурского они не играют существенной роли.

На стадии опытно-промышленной эксплуатации КНГКМ из-за аварии на не законченной строительством простаивающей скв. 427 с обсадной колонной, спущенной на глубину 996 м, при забое 3995 м, вскрывшем газоконденсатную залежь, возникла техногенная загазованность надсолевого разреза. Ухудшение параметров бурового раствора, сопровождавшееся осложнением ствола, привело к перетоку газа из залежи в песчаные пласты триаса (интервал 1000-1200 м). Отсюда в январе 1987 г. произошел выброс сероводородсодержащего газа, конденсата (явно основной газоконденсатной залежи) и пластовой воды триасового водоносного горизонта (плотностью 1,158 г/см³, минерализацией 239 г/л, хлоридного натриевого состава, с содержанием калия 400 и брома 165,4 мг/л). После задавки водогазопроявления глинистым раствором во время проработки скважины произошел прихват бурильного инструмента, часть которого осталась в скважине в интервале 1098-2032 м. После установки цементного моста над оставленным инструментом в мае того же года на скважине возник открытый газовый фонтан, сопровождавшийся выбросом большого количества конденсата и пластовой воды, аналогичной по составу воде январского выброса. Он был ликвидирован установкой превентора, после чего в 1,5 км севернее скв. 427 возник мощный грифон, извергавший газ, конденсат и воду. Вскоре в том же районе образовалось еще несколько газоводяных грифонов.

Промыслово-геофизическими исследованиями скв. 427 установлено нарушение колонны в интервале 260-280 м, через которое газ из ствола проникал в юрские песчаники. Пласты юрских и меловых пород воздымаются в северном направлении от скв. 427, где они выходят под неогеновые и четвертичные отложения. Водоносные горизонты на участках выклинивания глин сообщаются между собой. Поэтому газ, поступивший в юрские песчаники, по мере движения вверх по восстанию пластов проник в коллекторы мелового и неогенового возраста. На площади 20 км² образовалась техногенная загазованность, изменившая гидрогеологические условия, что выразилось в подъеме уровня подземных вод на 40-50 м и более от первоначального. Грифоны изливали воду различных горизонтов: неоген-четвертичного с глубин 25-35, 80-90 и юрского с глубин 150-200 и 200-250 м. Газоводяные грифоны выходили из заколонного пространства газовых скважин, из старых заброшенных, а также предназначенных для водоснабжения буровых скважин. После обрушения ствола скв. 427 поступление газа на ее устье прекратилось.

Для дегазации разреза за четыре года пробурены 38 разгрузочных скважин глубиной от 83 до 320 м. Одни из них давали чистый газ, другие - газ, конденсат и воду, одна скважина после длительного излива воды стала давать газ, некоторые вскрыли только неизливающуюся воду. Начальные дебиты воды колебались от 1,8 до 192 м³/сут. Газ этих скважин и грифонов не содержал сероводорода, который нейтрализовался в терригенных коллекторах.

Режим водогазопроявлений изменялся во времени. К концу 1987 г. прекратились излив воды и выход газа из большинства скважин, иссякли грифоны, кроме основного, слабо сочившегося водой юрского горизонта с минерализацией 12 г/л. В стволах ранее газировавших скважин над пластовой водой скапливался конденсат слоем до 50 м. В течение двух последующих зим устья скважин перемерзали и они прекращали выполнять свою функцию разгрузочных. Весной наблюдалась активизация водогазопроявлений, выражавшаяся в возобновлении газирования и излива воды, а также в выбросах газа и воды в некоторых скважинах, в возникновении новых газоводяных грифонов в русле балки Березовой. Однако эти проявления были слабее летних 1987 г., что свидетельствует о частичной дегазации разреза и снижении напора подземных вод, подпертых техногенным газом. В летне-осенние периоды интенсивность водогазопроявлений снижалась.

Разгрузочная скв. 1001, пробуренная весной 1988 г., т. е. через год после аварии на скв. 427, и расположенная в 625 м северо-восточнее, вскрыла второй этаж техногенной загазованности в триасовых отложениях в интервале 850-862 м с пластовым давлением 13 и устьевым статическим 11,2 МПа. Отсюда шла подпитка верхнего этажа техногенной загазованности, так как этот пласт на расстоянии 5 км к северо-востоку выходит под неоген-четвертичные отложения. Миграция газа происходит не сплошным фронтом, а по разобщенным путям, что обусловливает избирательность его вскрытия даже близко стоящими друг от друга скважинами. Встречая на своем пути искусственные (вновь пробуренные и заброшенные скважины) или естественные дрены (овражно-балочную сеть), газ разгружается в виде грифонов. Чем глубже дрена, тем более глубокий загазованный горизонт она разгружает.

В 1989 г. скв. 1001 несколько месяцев давала газ со средним дебитом 22,5 тыс. м³/сут. На факеле было сожжено значительное количество газа. Пластовое давление снизилось до 9,6 МПа и не увеличилось после нескольких месяцев простоя, что говорит об отсутствии подпитки газом из более глубоких горизонтов. Вероятно, из-за дегазации этого этажа загазованности и нормальной эксплуатации мелких разгрузочных скважин в течение зимы 1989-1990 гг. весной и летом 1990 г. не наблюдалось активизации водогазопроявлений. Тем не менее постоянно дают газ шесть скважин и функционируют отдельные грифоны. Конденсатом и соленой пластовой водой загрязнены пруд-накопитель на балке Березовой и почвогрунты на значительной площади; газ и конденсат попали в верхние водоносные горизонты. Таковы экологические последствия трехлетней полностью не ликвидированной техногенной загазованности. Для выяснения возможного перетока газа из залежи по стволу скв. 427 и при необходимости его ликвидации рядом с ней пробурена скважина-дублер. Продолжается бурение мелких разгрузочных скважин.

Что касается водонапорных систем, подстилающих и оконтуривающих газовые и газоконденсатные залежи, то их природное равновесие резко нарушается из-за разработки залежи, которая ведется без поддержания пластового давления. Особенно это относится к крупным массивным водоплавающим залежам с хорошей газогидродинамической взаимосвязью между газо- и водонасыщенной частями разреза. Характерным примером является Оренбургское месторождение (ОГКМ), на котором с 1974 г. разрабатывается газоконденсатная залежь в карбонатных отложениях нижней перми, верхнекаменноугольных и московского яруса. Мощность залежи до 520 м, глубина залегания кровли 1300-1600 м. Залежь оконтуривается и подстилается нефтяной оторочкой (подушкой) толщиной около 20 м, имеющей неповсеместное зонально-мозаичное распространение, и водонапорной системой, охватывающей сверху вниз отложения от артинского яруса до турнейского. Водонапорная система изучена до глубины 3100 м, вскрытая ее мощность 1300 м. Газожидкостный контакт (ГЖК) находится на абсолютной отметке -1750 м.

К январю 1990 г. из ОГКМ отобрано 36 % запасов газа; средневзвешенное пластовое давление в залежи снизилось на 8,9 МПа и, приведенное к отметке ГЖК, составило 11,7 МПа против первоначального 20,6. Водонапорная система, подстилающая залежь, отреагировала на отбор газа образованием обширной глубокой депрессионной воронки размером 76X56 км и глубиной до 500 м ниже ГЖК. Она распространилась на 18-20 км к северу и югу от контура газоносности. Пластовое давление в водонапорной системе, приведенное к отметке ГЖК, снизилось до 6 (в среднем на 2,5) от первоначального и составило 14,6-19,6 МПа. Из сравнения текущих пластовых давлений видно, что, несмотря на значительное снижение его в водонапорной системе, оно в среднем на 6,5 МПа выше, чем в газоконденсатной залежи. Запаздывание реагирования водонапорной системы объясняется большой неоднородностью коллекторских свойств газо- и водонасыщенной зон.

Снижение пластового давления в водонапорной системе ОГКМ обусловлено внедрением пластовой воды в зону пониженного давления, т. е. в отрабатываемую газоконденсатную залежь. По расчету, в залежь вошло 60 млн. м³ пластовой воды. По этой причине 24 % эксплуатационного фонда скважин в различной степени обводнены. Добыча пластовой воды в течение всей разработки месторождения из года в год увеличивается. Последние годы с газом добывается более 2000 м³/сут пластовой воды, что составляет более 730 тыс. м³/год.

Таким образом, нарушение природного равновесия в недрах в результате разработки газовых залежей создает две экологические проблемы. Первая заключается в возможном проседании земной поверхности, что пока не имеет однозначного подтверждения, теоретического обоснования и всеобщего признания. Вторая же, напротив, очевидна и проявилась на многих крупных месторождениях. Это вынос на поверхность значительных объемов высокоминерализованных пластовых вод, сброс которых недопустим из-за губительного воздействия на водные, земельные, растительные ресурсы, на животный мир и здоровье людей.

Обезвреживание высокоминерализованных попутных пластовых вод на поверхности возможно только термическим способом, требующим больших энергетических затрат и поэтому нерентабельным. Но самое главное, что при этом образуются твердые соли, которые также необходимо обезвреживать. Наиболее рационально обезвреживание попутных пластовых вод и других жидких отходов добычи и переработки газа и УВ-конденсата с помощью их подземного захоронения в глубокозалегающие водоносные пласты, надежно изолированные от верхних водоносных горизонтов с пресными питьевыми водами. Это осуществляется на многих газовых месторождениях, но наиболее широкомасштабно на Оренбургском газовом комплексе.

Здесь захоронение промышленных стоков ведется под газоконденсатную залежь в контуре газоносности и за его пределами на глубину 2300-3000 м в визейско-башкирский поглощающий горизонт, являющийся частью водонапорной системы, подстилающей и оконтуривающей разрабатываемую залежь. Поглощающий горизонт характеризуется водопроводимостью 82-194 м²/сут, коэффициентом пьезопроводности 4,5*10⁵-4,1*10⁶ м²/сут, плотностью воды 1,17-1,18 г/см³, общей минерализацией 250-280 г/л, приемистостью нагнетательных скважин 600-2000 м³/сут при устьевых давлениях 3-5,5 МПа. Скважины имеют открытый забой мощностью 160-500 м.

Захоронение промстоков производится на установках комплексной подготовки газа, на газоперерабатывающем и гелиевом заводах. Все они расположены в пределах депрессионной воронки, сформировавшейся в водонапорной системе вокруг Оренбургского месторождения. Ежегодно в поглощающий горизонт закачивается 1 млн. м³ промышленных стоков, а общий их объем с начала эксплуатации газового комплекса превышает 16 млн. м³. Несмотря на это, пластовое давление в поглощающем горизонте не только не повышается, но закономерно снижается. Это значит, что объемы закачиваемых промстоков не столь велики, чтобы компенсировать падение пластового давления в поглощающем горизонте, вызванное отбором газа из залежи. Следовательно, в районе ОГКМ можно значительно увеличить объем закачки за счет привлечения стоков других отраслей промышленности, а также коммунальных стоков г. Оренбурга, что благоприятно скажется на восстановлении нарушенного природного равновесия в водонапорной системе.

Шестнадцатилетний опыт захоронения промстоков на Оренбургском газовом комплексе говорит о том, что наилучший вариант - это закачка стоков ниже разрабатываемой залежи. При высоких коллекторских свойствах поглощающих горизонтов в технико-экономическом отношении допустимо захоронение промстоков на глубину до 4000- 5000 м, если в надпродуктивных отложениях отсутствуют горизонты с необходимой приемистостью, как например, на Вуктыльском ГКМ.

В последние годы в эксплуатацию вводятся все более глубокозалегающие месторождения, под которыми водонасыщенные породы имеют невысокие коллекторские свойства. На этих месторождениях надпродуктивные отложения характеризуются большой мощностью (3500-4500 м) и чередованием хороших коллекторов с надежными покрышками. Примером успешного решения проблемы подземного захоронения промстоков в таких условиях является Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ), на котором продуктивные карбонатные отложения (интервал 3700-3980 м) перекрыты соленосными породами кунгурского яруса нижней перми, образующими куполовидные поднятия и межкупольные мульды. Последние представляют собой чашеобразные резервуары, в разрезе которых чередуются песчаные пласты-коллекторы и разделяющие их глинистые экранирующие толщи. Промстоки газового комплекса, характеризующиеся большим содержанием растворимых форм сероводорода, захороняются с 1987 г. в интервал 1528-1577 м верхнеюрского поглощающего водоносного горизонта. Выше находятся два резервных поглощающих горизонта, развитые в отложениях нижнего мела. Ежесуточно в верхнеюрские отложения закачивается 200-300 м³ промстоков, а всего за четыре года захоронено 256 тыс. м³. По расчетам, во все три поглощающих горизонта можно захоронить 22 млн. м³ промстоков. При этом прогнозируемое увеличение пластового давления не нарушит герметичности глинистых покрышек над поглощающими горизонтами, которая рассчитана на основании экспериментальных лабораторных определений давления прорыва глинистых образцов. Четырехлетние исследования наблюдательных скважин, контролирующих все водоносные горизонты от верхнеюрского до хазарско-хвалынского, подтвердили отсутствие изменений в их гидрохимическом и гидродинамическом режимах. Надежность захоронения токсичных промстоков позволяет эксплуатировать Астраханский газовый комплекс.

Подземное захоронение промстоков на газовых месторождениях из-за сравнительно небольших объемов закачиваемой в пласт жидкости вызывает локальные изменения гидрогеологических условий глубокозалегающих водоносных горизонтов. Совершенно иные масштабы нарушений равновесия возникают в недрах при разработке нефтяных месторождений. В старых нефтедобывающих провинциях, таких, как Волго-Уральская, в начальный период эксплуатации месторождений в результате интенсивного отбора флюидов образовались обширные депрессионные воронки. Дальнейшая разработка месторождений с применением заводнения нефтяных залежей вызвала повышение пластового давления. Возникли вертикальные перетоки воды через технически неисправные и заброшенные скважины, литологические и тектонические «окна» в водоупорах. Изменение гидрогеологических условий охватило весь геологический разрез от нефтеносных пластов до верхних водоносных горизонтов с пресной питьевой водой, которая подверглась загрязнению и осолонению. Произошел подъем уровня воды этих горизонтов, чему способствуют большие утечки технической и сточной воды из трубопроводов. На водозаборах хозяйственно-питьевого назначения ухудшается качество воды вплоть до полной ее непригодности.

Необходимость принятия действенных мер по снижению негативных экологических последствий от изменения гидрогеологических условий при разработке месторождений нефти и газа очевидна. Эти меры имеют научный, технический и социальный характер. Прежде всего надо разработать теорию прогнозирования геодинамических последствий нарушения равновесия, вызванного ускоренным перераспределением давлений и масс жидких и газообразных флюидов. Следует повысить информативность геологоразведочных работ по гидрогеологическому изучению всего разреза месторождения, включая его надпродуктивную часть, что сейчас не делается. Проекты разработки и обустройства месторождений должны быть подчинены обеспечению надежности и экологической безопасности; недопустимы нарушения технологических регламентов. Экологически ненадежные объекты подлежат реконструкции, аварийные и заброшенные скважины - качественной ликвидации. Экономические результаты работы коллективов, ведущих разведку, проектирование, строительство и эксплуатацию месторождений нефти и газа, должны находиться в зависимости от экологической безопасности их деятельности.

Abstract

Exploration and field development activities are accompanied by the balance disturbance of the subsurface leading to changes in hydrogeologic conditions which adversely affect surface and ground waters, soils, and vegetation. Boreholes represent artificial weak zones throuhg which the interformational flow of ground waters, oil, and gas occurs resulting in the technogenic gas pollution of the above-productive strata accompanied by water-gas seepages (springs) at the earth surface. The development of gas pools can lead to a decrease in reservoir pressure in the underlying water drive system and to bringing to the surface significant volumes of associated formation waters. The injection of these waters into deep lost circulation horizons may create local sources for increased reservoir pressure. Water flooding induces an increase in the reservoir pressure and the vertical crossflow of subsurface salt waters between the upper water-bearing horizons with a fresh potable water.