научная статья по теме ЭКОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ТРАНСФОРМАЦИЯ ЗОНЫ ГИПЕРГЕНЕЗА ПОД ВЛИЯНИЕМ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕГО КОМПЛЕКСА Геология

Текст научной статьи на тему «ЭКОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ТРАНСФОРМАЦИЯ ЗОНЫ ГИПЕРГЕНЕЗА ПОД ВЛИЯНИЕМ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕГО КОМПЛЕКСА»

ГЕОЭКОЛОГИЯ. ИНЖЕНЕРНАЯ ГЕОЛОГИЯ. ГИДРОГЕОЛОГИЯ. ГЕОКРИОЛОГИЯ, 2014, № 3, с. 195-206

УДК 556.388

ЭКОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ТРАНСФОРМАЦИЯ ЗОНЫ ГИПЕРГЕНЕЗА ПОД ВЛИЯНИЕМ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕГО

КОМПЛЕКСА

© 2014 г. Р. Ф. Абдрахманов, В. Г. Попов

Институт геологии Уфимского научного центра РАН, ул. К. Маркса, 16/2, Уфа, 450077 Россия. E-mail: hydro@ufaras.ru

Поступила в редакцию 16.05.2012 г.

После исправления 15.01.2013 г.

Освещены общие тенденции изменения гидрогеологических условий нефтегазовых месторождений, разрабатываемых с использованием метода поддержания пластового давления заводнением продуктивных пластов. Рассмотрены вертикальная гидрогеохимическая зональность Волго-Ураль-ского нефтегазоносного бассейна, особенности состава пресных вод и нефтепромысловых рассолов, характер смешения их под влиянием техногенеза на нефтяных месторождениях сводового и депрессионного типов. По результатам многолетнего (1971-2011 гг.) гидролитомониторинга с использованием тренд-анализа гидрогеологических данных выявлена направленность эколого-гео-химической трансформации пресных подземных вод и глинистых пород зоны аэрации. Предложен оригинальный водно-гелиевый метод, позволяющий дифференцировать источники загрязнения на поверхностные и глубинные и выявлять пути проникновения нефтяных рассолов в пресные воды зоны гипергенеза.

Ключевые слова: нефтяные месторождения, рассолы, пресные воды, грунты зоны аэрации, источники и пути загрязнения, методы исследований.

ВВЕДЕНИЕ

Районы разработки нефтяных месторождений наименее благополучны в геоэкологическом отношении. Процессы техногенеза здесь вызвали коренные нарушения природных термодинамических и гидрогеохимических равновесий не только в глубокозалегающих комплексах, содержащих кроме собственно углеводородных (УВ) залежей скопления ценных минеральных и промышленных вод, но и в верхних горизонтах зоны гипергенеза, заключающих пресные подземные воды. Степень и масштабы техногенной преобразованности подземной гидросферы нефтегазоносного бассейна (НГБ) определяются геолого-тектоническими, геоморфологическими и гидрогеологическими условиями конкретного месторождения УВ, временем, масштабом, технологией его разработки и другими факторами. Наиболее велики гидрогеоэкологические последствия нефтедобывающего техногенеза на "старых" месторождениях, эксплуатирующихся свыше 40-50 лет. Весь период разработки их делится на два этапа. В течение первого в результате отбора значительных объемов газово-жидких флюидов из продуктивных

толщ происходит уменьшение пластовых давлений на 5-15 МПа относительно начальных, вызывающее снижение пьезометрических уровней вод и образование глубоких депрессионных воронок площадью до 1000 км2 и более. На этом этапе разработки месторождений без привлечения методов увеличения нефтеотдачи пластов ионно-солевой и газовый состав заключенных в них вод, как правило, существенных изменений не претерпевает.

Однако с первых же лет разработки месторождений УВ начинают интенсивно развиваться процессы загрязнения солями и нефтепродуктами пресных подземных вод зоны гипергенеза. Проникновение загрязняющих веществ в них происходит, главным образом, сверху из нефтепромысловых объектов, расположенных на поверхности земли, а также нефте- и рассолопроводов в зоне аэрации. Оно ведет к прогрессирующему осоло-нению пресных вод за счет хлоридов, появлению несвойственных им микроэлементов (брома, йода, аммония и др.), газов химического и биохимического происхождения (Н2Б, СН4, N и др.), изменению геохимических параметров водной среды (рН, ЕЙ, БПК и др.).

В настоящее время большинство нефтяных месторождений находится на втором этапе разработки, характеризующемся широким использованием в системах поддержания пластового давления (ППД) внутри- и законтурного заводнения залежей и других методов воздействия на продуктивные пласты для повышения их нефтеотдачи. Использование для целей ППД нефтепромысловых рассолов кардинально изменяет гидрогеоди-намическую обстановку в НГБ. Оно сопровождается перераспределением пластовых давлений в продуктивных и смежных с ними пластах, изменением направления и ростом скоростей движения подземных вод, изменением положения водонефтяного контакта и смещением контуров нефтегазоносности.

В результате восстановления начальных пластовых давлений, а затем формирования избыточных давлений, существенно превышающих нормальные (на 1-5 МПа и более), происходит дифференциация напоров вод в пределах нефтегазоносных территорий. В литологически выдержанных с высокой пьезопроводностью пластах гидродинамическое возмущение от разрабатываемых залежей распространяется на расстояние в десятки километров. Образуются пьезометрические купола рассольных и соленых вод с абсолютными отметками, превышающими отметки рельефа. Это вызывает увеличение градиентов вертикальной фильтрации во флюидоупорных толщах, разделяющих отдельные водоносные комплексы осадочного чехла НГБ, и как следствие, возбуждение и/или интенсификацию перетоков между ними, вплоть до земной поверхности. Сильно возрастает обводненность нефтяной продукции (до 90% и выше).

Вместе с тем использование метода ППД для повышения нефтеотдачи пластов приводит к существенной трансформации ионно-солевого и газового состава как пресных вод зоны гипергенеза, так и минерализованных вод глубокозалегающих комплексов зоны катагенеза. Литолого-гидрогео-химические последствия межфазовых взаимодействий нагнетаемых в продуктивные пласты инородных жидкостей с пластовыми водами и породами многообразны. Они зависят от геохимии участвующих в смешении исходных вод, пропорций их смешения, литолого-фациальных особенностей и коллекторских свойств пород, микробиологических, термобарических условий и целого ряда других факторов, контролирующих физико-химическое состояние гетерогенной системы вода - порода - газ - органическое вещество. Наиболее распространенными процессами и

явлениями на месторождениях УВ, разрабатываемых с применением метода заводнения, являются: выпадение в околоскважинном пространстве продуктивных пластов, стволах и затрубных пространствах скважин карбонатных и сульфатных солей вследствие нарушения гидрогеохимических равновесий; биохимическая сульфатредук-ция, ведущая к образованию Н2Б и осаждению СаСО3; растворение и экстракция карбонатных и терригенных пород; механическая кольматация и химическая цементация порово-трещинного пространства; окисление УВ и металлов с образованием СО2 и гидроокислов; выпадение парафина при охлаждении пласта, перестройка структуры глинистых и карбонатных пород и др.

Решающая роль во всех этих процессах, протекающих в глубинных условиях зоны катагенеза, а также в приповерхностной зоне гипергенеза и оказывающих непосредственное воздействие на качественное состояние пресных подземных вод, принадлежит геохимии нефтяных вод. При всем разнообразии геолого-тектонических, лито-лого-фациальных и физико-химических условий месторождений УВ с ними пространственно и генетически связаны только два геохимических типа нефтяных вод - хлоркальциевый и гидрокарбонатный натриевый.

Седиментогенно-эпигенетические рассолы хлоркальциевого типа С1-Са-Ка и Ка-Са состава имеют региональное развитие в НГБ древних (эпикарельских) платформ (Восточно-Европейская, Восточно-Сибирская, Северо-Американская и др.), чехлы которых сложены палеозойскими комплексами с эвапоритовыми формациями. Локально они встречаются и в НГБ молодых эпигер-цинских плит (Скифская, Туранская и др.). Рассолы этого типа обладают высокой минерализацией (М до 250-300 г/дм3 и более) и метаморфиза-цией (г№/гС1 0.1-0.6), кислой реакцией среды (рН 3-5), обогащены бромом до 2-4 г/дм3 (С1/Вг 50-250). В газовом составе рассолов преобладают N и СН4, нередко присутствует Н2Б и тяжелые УВ. Основные коллекторы рассолов - подсолевые терригенно-карбонатные комплексы, залегающие на глубине до 3-5 км и более [4].

Слабые рассолы и соленые воды гидрокарбонатного натриевого (содового) типа по составу НСО3-СНКа и С1-К с М 10-36, иногда до 60 г/дм3 [2]. Они развиты в молодых киммерий-ско-альпийских НГБ, выполненных мезозойско-кайнозойскими преимущественно терригенными формациями нормальных морских, слабо осоло-ненных или опресненных бассейнов (ЗападноСибирский, Восточно-Предкавказский, Западно-

Туркменский и др.). Содовые воды отличаются довольно высокими концентрациями иона НСО3-(до 3-6 г/дм3), величинами отношения г№/гС1 (1.5-3.0 и выше) и рН (>7.5-8.0), минимальными количествами (10п мг/дм3) ионов Са2+ и 80| . Эти воды парагенетически ассоциируются с газами СО2, СН4, К2. В них установлены нафтеновые кислоты, биофильные микроэлементы I-, КН4+ и др. Главный источник НСО3- - глубинная термометаморфическая СО2, внедряющаяся в водоносные комплексы чехла из палеозойского фундамента, а №+ - захороненная морская вода и терригенные породы, откуда компонент поступает обменно-адсорбционным и гидролитическим путем.

ОБЪЕКТ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

Объект исследований - Волго-Уральский НГБ, в строении которого принимают участие магматические и метаморфические образования архей-ско-раннепротерозойского возраста (фундамент) и располагающаяся над ними толща преимущественно карбонатных палеозойских пород (чехол) мощностью до 2 км и более. Нижнепермской соленосной толщей средней мощностью 100 м осадочный чехол разделен на два гидрогеологических этажа.

Верхний этаж представлен четырьмя зонами кислородно-азотных (азотных) вод: 1) НСО3-Mg-Ca (М до 1 г/дм3), 2) НС03-№ (М 0.5-1.5 г/дм3), 3) Б04-Са (М 1-3 г/дм3) и 4) Б04-Ка (М 1.5-20 г/дм3).

Источником питьевого водоснабжения Урало-Поволжья служат пресные НСО3-Mg-Ca воды, локализованные в верхней гидрогеодинамической зоне интенсивного водообмена и формирующиеся под воздействием гипергенных факторов (выщелачивание метеогенными водами терригенных и карбонатных пород, гидролиз алюмосиликатов, обменная адсорбция и др). Мощность зоны составляет от 10-30 м в четвертичном аллювии долин рек системы Волги и Камы до 100-250 м в верхнепермских отложениях, слагающих водоразделы и склоны долин. Состав пресных вод определяется формулой

НС03 70-95Б045-15С11-5

02

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком