ГЛАВА X.

ТЕХНОГЕННЫЕ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ В НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНАХ

Гатенбергер Ю.П.

Из монографии «Теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии», М., «Недра», 1992. с. 183-195. Авторы: А.А. Карцев, Ю.П. Гаттенбергер, Л.М. Зорькин.

§ 1. ОСНОВНЫЕ ИСТОЧНИКИ, ПУТИ И ХАРАКТЕР ТЕХНОГЕННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ НА ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ В НГБ

Добыча нефти и газа в отличие от добычи подавляющего большинства других полезных ископаемых не связана с выемкой горных пород, не приводит к образованию свободных подземных пространств и сопровождается незначительным количеством твердых отходов производства. Объем выносимого шлама горных пород при бурении и твердых частиц скелета нефтегазоносных пород или новообразованных минеральных солей при эксплуатации скважин не идет ни в какое сравнение с объемами горных пород, поднимаемых на поверхность и складируемых в процессе разработки других полезных ископаемых.

Основными добываемыми продуктами в нефтяной и газовой промышленности являются флюиды - нефть, газ, попутная пластовая вода, попутный нефтяной газ. При разработке нефтяных месторождений в подземные пласты закачивается большое количество воды. Кроме того, в процессах бурения и добычи нефти и газа используются разнообразные химические реагенты, большинство из которых растворимы в воде. Все указанные вещества - нефть, газ, пластовые воды, закачиваемые воды и химические реагенты являются главными источниками техногенных изменений гидрогеологических систем в НГБ. Естественно, что наиболее резко эти изменения проявляются в пределах собственно нефтяных и газовых месторождений, но нередко техногенез охватывает значительную часть или даже весь НГБ. Наивно думать, что техногенные изменения затрагивают только те гидрогеологические системы, в которых сосредоточены залежи УВ. Как правило, изменения распространяются на всю геологическую среду района Месторождения, включающую толщу горных пород от забоя самой глубокой пробуренной скважины до земной поверхности, а нередко и на окружающую наземную среду. Техногенез в недрах НГБ может приводить к нежелательным изменениям химического состава подземных и поверхностных вод, изменениям пластовых давлений и уровней поверхностных вод, воздействовать на почвы, растительность и животный мир, а иногда - на инженерно-геологические условия местности. Именно важность возможных практических последствий привлекает к изучению техногенных изменений недр все большее внимание.

Техногенные изменения гидрогеологических систем в НГБ, где ведутся поисково-разведочные работы и, особенно, добыча нефти и газа, происходят под воздействием как "сверху" (с земной поверхности), так и "снизу" (из самого массива горных пород).

Воздействие "сверху" включает как обычные работы, связанные с хозяйственным освоением любых территорий, так и специфические их виды, характерные для нефтяных и газовых промыслов. Из последних особого внимания заслуживают строительство скважин и эксплуата­ция промыслового хозяйства.

При строительстве скважин основными источниками загрязнения "сверху" являются буровые и тампонажные растворы; буровые сточные воды и шлам выбуренных пород; продукты испытания скважин.

Для приготовления буровых растворов используется большое количество химических реагентов, многие из которых относятся к особо вредным, - отработанные буровые растворы исключаются из технологических процессов строительства скважин, накапливаются на территории буровой и подлежат утилизации или захоронению. Буровые сточные воды, использованные на производственные нужды, обычно содержат такие загрязнители, как нефтепродукты и минеральные соли. При испытании скважин на поверхность выносятся нефть и пластовая, обычно высокоминерализованная вода, являющиеся сильно загрязняющими агентами.

Отработанные буровые растворы, сточные буровые воды и шлам, а в некоторых случаях и продукты испытания скважин поступают в земляные, амбары. В случае плохой гидроизоляции дна и стенок амбаров, при разрушении обваловки амбаров или при их переполнении происходят растекание жидкостей, загрязнение природных объектов, поверхностных водоемов и водотоков, инфильтрация загрязнителей в верхние водоносные горизонты. Не ликвидированные после окончания бурения амбары с оставшимся в них раствором также служат потенциальными загрязнителями водной среды. Основным механизмом проникновения загрязнителей в подземные водоносные горизонты земной коры является инфильтрация.

Наибольший ущерб окружающей среде могут нанести аварийные выбросы и открытое фонтанирование скважин, особенно нефтью. Предотвращение аварийных ситуаций заключается в строжайшем соблюдении технологии проводки скважин и правил предупреждения фонтанов и нефтегазопроявлений. Важную роль здесь играет надежность прогнозов пластового давления и температуры глубоких горизонтов, что требует накопления гидрогеологической информации о недрах и постановки специальных исследований в каждом НГБ.

В процессе добычи нефти и газа основными загрязняющими веществами, воздействующими на гидрогеологические системы "сверху", являются нефть и попутная пластовая вода. Нефть обладает токсическими свойствами, ее наличие в воде даже в небольших количествах делает воду непригодной для питья и хозяйственно-бытового использования, резко отрицательно, сказывается на ихтиофауне. Естественное окисление нефти протекает медленно и, в аэробных условиях заканчивается не ранее чем через 100-150 сут. Сильно загрязненная нефтью территория, например, в старых районах нефтяных промыслов Баку, практически лишена растительности. Минерализация попутной пластовой воды в отдельных случаях достигает 200-300 г/л. Ее попадание на поверхность может привести к засолонению водоисточников, потере ими питьевых качеств. Помимо минеральных солей в попутной воде содержатся поверхностно-активные вещества, вводимые в продукцию скважин для лучшего отделения нефти от воды, и следы нефти.

В настоящее время большинство нефтяных промыслов работает по закрытой системе сбора продукции, однако, ее утечки все же иногда происходят (просачивание жидкостей через неплотности сальниковых уплотнений, задвижек, фланцевых соединений труб и т. д.). Допускаются разливы жидкостей при отборе проб, производстве глубинных скважинных исследований и ремонтных работах. Наибольший вред могут оказать аварийные прорывы нефтепроводов и водоводов.

Некоторые другие виды воздействия, например оттаивание многолетнемерзлых грунтов под буровыми и нефтепромысловыми сооружениями, усиление карстообразования при воздействии загрязненных вод, играют подчиненную роль и проявляются в специфических, сравнительно редких условиях.

Воздействие объектов нефтяной и газовой промышленности на гидрогеологические системы "снизу" (из массива горных пород) связано со следующими технологическими процессами.

При бурении часть промывочной жидкости поступает из ствола скважины в водоносные горизонты, загрязняя их. Иногда поглощение буровых растворов носит катастрофический характер. Особенно нежелательно поступление раствора в горизонты пресных вод; содержащихся обычно в верхней части геологического разреза и поэтому подверженных наиболее длительному воздействию буровых растворов в процессе проводки скважин на значительную глубину.

При разработке нефтяных и газовых месторождений основные изменения происходят в самих нефтегазосодержащих пластах. Часть ранее нефтенасыщенного порового пространства замещается водой или газом, изменяются пластовое давление и температура флюидов, преобразуется химический состав пластовой воды и нефти. Особенно интенсивно эти процессы происходят при закачке в пласт воды из поверхностных водоисточников. В этих случаях часто развивается сероводородное заражение в результате жизнедеятельности заносимых с закачиваемой водой, сульфатвосстанавливающих бактерий; вследствие изменения термодинамических условий и взаимодействия нагнетаемых и пластовых вод протекают химические реакции с выпадением в осадок новообразованных минеральных солей; иногда, наоборот, усиливаются процессы выщелачивания минералов скелета нефтеносных пород. Отчасти аналогичные изменения происходят и в водоносных горизонтах, если они используются для добычи подземной воды при заводнении нефтяных пластов или если в них производится сброс части сточных вод. Эти явления влияют в первую очередь на технологию добычи нефти и газа (или вод) и выработку их запасов.

Гидрохимические изменения нефтеносных пластов в процессе их разработки, условия выпадения в осадок новообразованных минеральных солей, процессы образования в пластах сероводорода, выщелачивания скелета породы и т. д. детально рассмотрены в работах Ю. П. Гаттенбергера (1979 г.), А. С. Гаджи-Касумова и А. А. Карцева (1984 г.) и др.

Важнейшим фактором воздействия на гидрогеологические системы НГБ до земной поверхности являются изменения пластового давления, неизбежно сопровождающие процессы разработки нефтяных и газовых месторождений. Всякий отбор пластовых флюидов - будь то нефть, газ или воды - вызывает снижение пластовой энергии, расходуемой на приток флюида к скважине по пласту-коллектору и затем на подъем его по стволу скважины. Все техногенные процессы в гидрогеологических системах, испытывающих снижение пластового давления (падение уровней вод), следует объединить в понятие "депрессионный техногенез недр".

Особенно резко снижается пластовое давление при отборе флюидов из замкнутых, изолированных резервуаров, не имеющих связи или имеющих затрудненную связь с областями питания подземных вод. При отборе нефти из таких пластов, например в верхнемеловых отложениях Грозненской области, прямыми измерениями глубинными манометрами отмечено снижение пластового давления на 20-40 МПа, причем воронка депрессии охватывает большую часть площади распространения пласта на расстояниях до 50-100 км от разрабатываемых нефтяных залежей. Естественно, что столь существенная потеря, пластовой энергии чревата опасностью межпластовых перетоков; флюидов в дренируемый пласт. Тем самым депрессионный техногенез глубокозалегающих пластов провоцирует снижение напоров и истощение запасов вод верхних горизонтов, вплоть до грунтовых вод, истощение источников, общее осушение водоемов и местности. Кроме того, существенным следствием депрессионного техногенеза недр в некоторых геологических условиях являются просадки земной поверхности, создающие опасность наступления (трансгрессии) воды из соседних водоемов, в том числе из морей. Со снижением пластового давления разрабатывается значительное число нефтяных залежей, особенно приуроченнных к низкопроницаемым пластам, залегающим на значительных глубинах в районе развития сверхгидростатических пластовых давлений, но наиболее характерен депрессионный техногенез для газовых месторождений, а также для подземных водозаборов.

Подавляющая доля нефти в СССР добывается из месторождений с искусственным поддержанием, пластового давления путем закачки воды в нефтеносные пласты. Нередко при этом пластовое давление поднимается выше начального, вызывая репрессионный техногенез недр[1]. Введение в пласты больших объемов воды, часто совсем иного химического состава, имевшей соприкосновение с атмосферой, приводит к заметным преобразованиям геохимического облика пластовых вод, вызывает на глубине развитие процессов, обычно свойственных зоне гипергенеза, и сопровождается новообразованием и выщелачиванием ряда минералов, появлением сероводорода и т. д. Однако наиболее ощутимые изменения гидрогеологических систем при заводнении нефтяных месторождений обусловливаются ростом пластового давления, которое либо в целом по площади залежи, либо в районах нагнетательных скважин часто значительно превышает начальное пластовое давление. Этот энергетический источник таит постоянную угрозу своей разрядки путем оттока части жидкости в верхние горизонты разреза вплоть до поверхности. В таком случае возможно засолонение пресноводных горизонтов, подъем их уровня, образование родников и грифонов, заболачивание, подтопление территорий и сооружений.

Аналогичные условия возникают при сбросе сточных вод в поглощающий водоносный горизонт, который в этом случае также становится источником повышенного давления.

Чтобы последствия техногенеза глубоких нефтегазоносных горизонтов проявились в верхних водоносных горизонтах и на поверхности, между ними должна существовать связь (просадка поверхности земли при депрессионном техногенезе может происходить, и без явных каналов связи, в результате влияния непосредственно через массив горных пород). Каналы связи могут быть как естественного, так и искусственного происхождения, а именно:

1) сами нефтеносные пласты, если они выходят на поверхность недалеко от нефтяных и газовых промыслов. Классическим примером таких условий являются караган-чокракские песчаники в. Грозненской области. В результате добычи нефти и воды на Октябрьском нефтяном месторождении существенно уменьшались дебиты (вплоть до полного иссякания) известных Горячеводских, Серноводских, Брагунских водоисточников, представлявших естественную область разгрузки караган-чокракских пластов, нефтеносных в пределах Октябрьского месторождения. Расстояния от источников до месторождения составляют 18-46 км;

2) тектоническая трещиноватость пород. Очень часто нефтяные и газовые месторождения с такими условиями еще до начала разработки демонстрируют убедительные свидетельства наличия каналов связи поверхности с глубокими нефтегаэоносными горизонтами разреза, проявляющиеся в виде нефтяных и газовых выходов, грязевых вулканов, кировых полей, озокеритовых жил и т. д. Подобные примеры особенно многочисленны в предгорных и межгорных нефтеносных областях (Азербайджан, Туркмения, Предкарпатье и др.);

3) ненадежные флюидоупоры (литологическая невыдержанность пород-покрышек, обогащенность их песчаным материалом, микротрещиноватость). Обычно в естественном состоянии, до начала разработки залежей нефти, ненадежность флюидоупоров не проявляется и ее очень трудно выявить или прогнозировать на стадии разведки. Межпластовые перетоки жидкостей в этих условиях обычно начинают проявляться при разработке, после создания некоторого градиента давления между пластами, достаточного для преодоления капиллярных сил, удерживающих связанную воду в мелкопоровом пространстве породы-флюидоупора. Основное значение в выявлении негерметичности флюидоупоров имеет регулярный контроль за состоянием пластового давления пластов-коллекторов, поскольку  давление наиболее чутко реагирует на межпластовые перетоки флюидов. Изменения состава пластовых жидкостей обычно менее показательны и труднее выявляются, особенно на начальных стадиях процесса перетока;

4) негерметичные стволы скважин. В обсаженных колоннами скважинах наиболее часто проявляются заколонные перетоки жидкости, обусловленные низким качеством цементирования обсадных колонн, нарушением цементного камня при освоении и эксплуатации скважин или низким качеством самих обсадных колонн, обусловленным негерметичностью резьбовых соединений или коррозией металла в старых скважинах. Кроме того, обычно на нефтяных промыслах имеются ликвидированные скважины как обсаженные колоннами, так и с открытым стволом, которые также могут играть роль каналов связи между пластами. В целом вероятность существования всех этих искусственных путей для межпластовых перетоков увеличивается с ростом фонда скважин, особенно при кустовом наклонно-направленном бурении и по мере старения промысла.

§ 2. ТИПИЗАЦИЯ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПО ХАРАКТЕРУ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ ОБЪЕКТОВ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Принципиально различный характер и различные пути воздействия на гидрогеологические системы объектов нефтяной и газовой промышленности "сверху" и "снизу" заставляют при типизации учитывать эти воздействия раздельно.

Типизация по условиям воздействия "сверху". Воздействие на гидрогеологические системы "сверху" состоит в проникновении загрязнителей - части жидких и водорастворенных продуктов добычи (нефть), отходов производства (сточные воды, отработанные буровые растворы и др.), химических реагентов, находящихся по тем или иным причинам на земной поверхности, в наземную гидрографическую сеть и затем в верхние водоносные горизонты разреза.

При этом природная вода загрязняется вплоть до потери своих питьевых и хозяйственно-бытовых качеств, наносится ущерб фауне и флоре, отчасти усиливаются процессы карстообразования. Механизм проникновения загрязнителей в гидрогеологическую среду - инфильтрация и инфлюация в жидкой фазе. Следовательно, в основу типизации при воздействии объектов нефтяной и газовой промышленности "сверху" должна быть положена защищенность вод от загрязнения. Под защищенностью вод в недрах понимается перекрытие водоносного горизонта отложениями (прежде всего слабопроницаемыми), препятствующими проникновению в воды загрязняющих веществ с поверхности земли. Защищенность зависит от: а) природных факторов (наличие в разрезе слабопроницаемых пород, их мощность, литология и фильтрационные свойства, глубина залегания и т. д.); б) техногенных условий (условия нахождения загрязнителей на поверхности, степень гидроизоляции и т. д.); в) физико-химических свойств загрязнителей (состав, миграционная способность, сорбируемость породами и т. д.). Последние два фактора для нефтяной и газовой промышленности можно условно считать примерно постоянными на. всей территории страны (хотя, конечно, и состав нефтей, и химизм сточных вод, и даже химические реагенты различаются на разных месторождениях, но для условий их фильтрации эти различия несущественны).

По общим условиям защищенности гидрогеологической среды от воздействия "сверху" следует выделить три субширотные региональные зоны размещения объектов нефтяной и газовой промышленности:

1) зона развития многолетнемерзлых пород (ММП) - геокриозона; 2) зона развития пресных вод неглубокого залегания (гумидная зона); 3) зона развития солоноватых и соленых подземных вод (аридная зона).

Зона развития ММП характеризуется в целом хорошей защищенностью гидрогеологической среды от воздействия с поверхности. Изменению подвергается главным образом инженерно-геологические условия, вследствие растепления мерзлых пород развиваются термокарстовые явления, образуются овраги, промоины и т. д. Наиболее опасными очагами воздействия служат скважины и объекты сбора и первичной обработки продукции, вокруг которых повышена вероятность растепления мерзлоты. В этой зоне наиболее существенны изменения не геологической, а поверхностной окружающей среды, которые вызываются обычной хозяйственной деятельностью человека при освоении северных районов, а воздействие объектов нефтяной и газовой промышленности в этом плане не имеет особой специфики. Ввиду затрудненной инфильтрации в водоносные горизонты через толщу ММП (криолитозону) основной объем загрязнителей сносится поверхностными водами и накапливается в водоемах. Районы развития реликтовой и островной мерзлоты, кровля которой иногда опускается на глубину до 250 м, по условиям защищенности верхних водоносных горизонтов приближаются к районам гумидной зоны. Особое внимание здесь должно быть обращено на месторождения в районах таликов, образованных крупными реками. Речные долины обычно выполнены рыхлыми аллювиальными отложениями, в которых происходит относительно активная инфильтрация поверхностных вод.

В гумидной зоне с неглубоким залеганием пресных вод расположено очень много разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений, проживает большое количество населения, подземные воды интенсивно используются для питьевых, хозяйственно-бытовых и технических целей и поэтому нуждаются в строгой охране. Гумидная зона характеризуется разнообразными условиями природной защищенности гидрогеологической среды. Зеркало грунтовых вод обычно расположено на глубине 20 м. Наиболее защищены водоносные горизонты в районах выходов коренных, плохопроницаемых пород, но в то же время в таких районах наиболее велика опасность загрязнения поверхностных водотоков, куда сносятся загрязнители с талыми и ливневыми водами. Наиболее уязвимы подземные воды при расположении объектов нефтедобычи на аллювиальных отложениях и в карстовых районах. Разнообразие геологического строения и условий залегания вод верхней части разреза в гумидной зоне обусловливает целесообразность типизации условий не в целом по зоне, а по отдельным нефтегазоносным областям. Ниже приводится пример типизации условий в гумидной зоне, характерный для Волго-Уральского НГБ.

Для Среднего Поволжья предложена схема типизации условии защищенности гидрогеологической среды от воздействия нефтяной промышленности "сверху" с выделением пяти основных типов районов, из них три - с плохой естественной защищенностью и по одному с удовлетворительной и с хорошей естественной защищенностью гидрогеологической среды от инфильтрации:

1) аллювиальные террасы и поймы рек, сложенные песками, гравием, галькой, суглинками, супесями, реже глинами; водоносные горизонты здесь имеют хорошую связь с реками, условия инфильтрации самые благоприятные;

2) районы выхода на поверхность мезозойских терригенных отложений; подземные воды являются одним из основных источников водоснабжения, их естественная защищенность от инфильтрации очень слабая;

3) районы выхода на поверхность отложений казанского яруса, а на территории Самарской Луки и места выходов среднекаменноугольных отложений; породы представлены известняками, доломитами, глинами и мергелями, отчасти песчаниками; разрез закарстован, условия естественной защищенности в основном плохие;

4) междуречья, сложенные татарскими отложениями верхней перми; породы представлены переслаивающимися глинами, песчаниками, мергелями, известняками; условия естественной защищенности удовлетворительные; 

5) сыртовые равнины, сложенные слабопроницаемыми суглинками и глинами; условия естественной защищенности хорошие.

В большинстве нефтегазоносных областей гумидной зоны целесообразно выделять три типа районов - с плохой, удовлетворительной и хорошей защищенностью водоносных горизонтов верхней части разреза - с конкретизацией геолого-гидрогеологических условий для каждого из них.

Зона развития солоноватых и соленых вод, обычно соответствующая аридной климатической зоне, характеризуется незначительным количеством атмосферных осадков, глубоким залеганием вод и отсутствием в большинстве случаев горизонтов с пресными водами питьевого качества. По этим причинам поверхностное воздействие объектов нефтяной и газовой промышленности обычно не проникает до водоносных горизонтов, загрязнители (нефть, соли) накапливаются на поверхности и в почвенном слое, а вода преимущественно испаряется. Таким образом, в типичных условиях аридной зоны существенно изменяются почва, растительный покров, а гидрогеологические системы могут считаться достаточно надежно защищенными. Однако необходимо особо выделить районы развития линз пресных вод и долины крупных рек. Хотя условия естественной защищенности от воздействия "сверху" в районах со скоплениями в недрах пресных вод в аридной зоне, как правило, хорошие (чем и объясняется их сохранение), однако пресные воды в аридной зоне представляют такую ценность, что к их охране необходимо предъявлять повышенные Требования, чтобы исключить всякую возможность их загрязнения предриятиями нефтяной и газовой промышленности. Условия защищенности вод в долинах крупных рек, пересекающих пустынные пространства аридной зоны, обычно неудовлетворительные, а ценность пресных вод велика. Это заставляет уделять особое внимание охране окружающей, в том числе гидрогеологической среды, в районах речных долин аридной зоны, выделяя их в особую группу при типизации условий.

Указанные выше представления о типизации гидрогеологических и инженерно-геологических условий по характеру воздействия объектов нефтяной и газовой промышленности на гидрогеологические систе­мы "сверху" в обобщенном виде можно представить следующим образом:

геокриозона: районы таликов в речных долинах, районы реликтовых глубокозалегающих ММП, районы сплошного развития ММП;

гумидная зона: районы плохой естественной защищенности (аллювий, сульфатный карст), районы удовлетворительной естественной защищенности (песчано-глинистые отложения), районы хорошей естественной защищенности (сыртовые равнины, глинистые отложения);

аридная зона: районы крупных рек, районы с линзами пресных вод, районы с солеными подземными водами.

Типизация по условиям воздействия "снизу". При такой типизации главное внимание должно быть уделено не собственно нефтеносными и газоносными пластами, а, тому, как процессы, бурения и эксплуатации этих пластов могут повлиять на изменения в верхних гидрогеологических системах, наиболее важных для растительного и животного мира, для жизни человека. Таким образом, в основу типизации кладутся условия изоляции эксплуатируемых нефтегазоносных пластов от неглубоких водоносных горизонтов и поверхности.

По условиям природной изоляции нефтегазоносных пластов от верхней части геологической среды выделены две группы районов:

а) с ослабленной естественной изоляцией; б) с удовлетворительной „естественной изоляцией.

Районы с ослабленной естественной изоляцией нефтяных и газовых пластов от верхней части геологической среды - это, как правило, нефтегазоносные районы предгорных прогибов и межгорных впадин с крутыми складками, нарушенные многочисленными дизъюнктивными дислокациями, имеющие открытые выходы  продуктивных пластов неподалеку от нефтяных и газовых месторождений, часто характеризующиеся поверхностными выходами нефти и газа, грязевыми вулканами, кировыми покровами, восходящими минеральными источниками и т. д. В подобных условиях расположено, например, большинство месторождений Азербайджана, Западной, Туркмении, Предкарпатья, Чечено-Ингушетии и др. В процессе их разработки практически неизбежны межпластовые перетоки флюидов по разрезу отложений, нарушается режим источников (иногда до полного исчезновения), резко изменяются активность нефте- и газопроявлений, грязевулканическая деятельность и т. д.

К районам с удовлетворительными условиями естественной изоляции нефтегазоносных пластов от верхней, части геологической среды относятся в основном платформенные нефтегазоносные бассейны и часть бассейнов предгорных прогибов. Особенно надежна изоляция нефтегазоносных горизонтов там, где выше по разрезу залегают регионально выдержанные "идеальные" флюидоупоры, в частности, соленосные толщи или многолетнемерзлые породы. В этих условиях даже при наличии тектонических разрывов; сплошности пород все трещины "залечиваются" солью или льдом, что обеспечивает надежную герметизацию глубоких горизонтов. В условиях удовлетворительной естественной изоляции нефтегазоносных горизонтов от поверхности эксплуатируются месторождения бассейнов Русской плиты, Предуральского прогиба. Западной Сибири и других платформенных нефтегазоносных бассейнов.

В разрезе некоторых многопластовых месторождений выделяют два структурно-тектонических этажа, из них верхний - дислоцированный, тектонически нарушенный, обладает ненадежной изоляцией нефтяных пластов от поверхности, а нижний, как правило, подсолевой, имеет вполне надежную изоляцию нефтяных и газовых залежей. Такие месторождения следует относить к районам с ослабленной естественной изоляцией, поскольку определяющее влияние на верхнюю зону геологической среды оказывают верхние пласты.

Межпластовые перетоки флюидов происходят не только по естественным каналам связи, но в значительной степени и по искусственным путям, основным из которых служит неплотно зацементированное заколонное пространство скважин. Надежность цементирования колонн помимо технологических факторов зависит и от природных условий разреза отложений, вскрываемых скважиной. В частности, при значительных поглощениях бурового раствора и интенсивных водопроявлениях качественное цементирование затруднено, приходится применять многоколонную конструкцию скважин. Наличие агрессивных (с высоким содержанием кислых газов) вод обусловливает разрушение цементного камня, а иногда и металла колонн, что также приводит к возможности межпластовых перетоков и изменений гидрогеологических систем под воздействием "снизу". Таким образом, при типизации условий необходимо выделять районы с осложненными условиями крепления и существования скважин и районы с обычными условиями крепления скважин.

На качестве цементного камня и колонн добывающих и особенно нагнетательных скважин очень сильно сказывается срок службы последних. Как показало специальное обследование скважин ряда нефтедобывающих районов, средний срок безаварийной работы добывающих скважин 20-25 лет, нагнетательных 10-15 лет, после чего они требуют проведения капитального ремонта или ликвидации. Это обстоятельство заставляет при типизации условий учитывать срок работы промыслов, выделяя старые промыслы с длительностью эксплуатации более 20 лет и молодые промыслы. Вероятность существенных изменений гидрогеологических систем в районах старых промыслов во много раз большая, чем в районах молодых, недавно введенных в эксплуатацию нефтяных и газовых месторождений.

В каждом из выделенных выше типичных районов с различными гидрогеологическими условиями характер техногенных изменений гидрогеологических систем под воздействием "снизу" и причиняемые этим воздействием последствия будут существенно зависеть от знака изменения пластового давления в эксплуатируемых пластах. Если давление снижается (депрессионный техногенез), то возможно истощение запасов верхних водоносных горизонтов, иссякание источников, осушение местности. Если давление повышается (репрессионный техногенез), то реальна угроза осолонения пресноводных горизонтов, повышения уровня грунтовых вод, заболачивания местности. Поскольку нефтегазовые месторождения обычно многопластовые и каждый пласт может разрабатываться по своей технологии, характер  техногенеза следует определять по самому верхнему из разрабатываемых пластов. Именно он будет определять характер воздействия на вышележащую толщу геологической среды, экранируя воздействие нижележащих горизонтов. При этом тип флюида верхнего эксплуатируемого пласта не имеет значения. Например, если на нефтегазовом месторождении разрабатываются нефтяные или газовые залежи на режиме истощения со снижением давления, но в вышележащий водоносный горизонт производится сброс сточных вод (репрессия давле­ния), то в целом месторождение будет характеризоваться условиями репрессионного техногенеза.

Как указывалось, одним из следствий депрессионного техногенеза может явиться просадка земной поверхности. Она, возникает в том случае, когда геологический разрез отложений образован рыхлыми неуплотненными песчано-глинистыми породами кайнозойского возраста. Просадки неизвестны в районах, сложенных плотными, обычно карбонатными породами мезозойского и палеозойского возраста. Таким образом, типизация горно-геологических условий при разработке нефтяных месторождений со снижением пластового давления должна предусмотреть районы с возможностью просадки земной поверхности и районы, где просадка маловероятна.

Указанные выше представления о типизации геолого-гидрогеологических условий районов расположения нефтяных и газовых месторождений по характеру их воздействия на геологические системы "снизу" (из массива горных пород) в обобщенном виде можно представить следующим образом:

районы с ослабленной естественной изоляцией глубоких горизонтов от приповерхностной зоны: районы с осложненными условиями крепления и эксплуатации скважин, месторождения, введенные в разработку более 15 лет назад, месторождения с депрессионным техногенезом, районы с возможностью просадки поверхности;

районы с удовлетворительной естественной изоляцией глубоких горизонтов от приповерхностной зоны: районы с обычными условиями крепления скважин, месторождения, введенные в разработку менее 15 лет назад, месторождения с репрессионным техногенезом, районы, в которых просадка поверхности маловероятна.

§ 3. ПЕРЕФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ТЕХНОГЕННЫХ ВОДОНАПОРНЫХ СИСТЕМАХ НГБ

Исследования техногенных гидрогеологических систем в НГБ чрезвычайно важны для охраны окружающей среды, сохранения природной экологической обстановки. Однако не менее важно изучение гидрогеологических аспектов техногенеза для оценки возможностей смещения и переформирования залежей нефти и газа. Понимание этих явлений дает ценный материал для повышения эффективности ведения поисково-разведочных работ на нефть и газ и проектирование разработки месторождений во всех НГБ, где проявляется техногенез недр под влиянием эксплуатации соседних месторождений, приуроченных к той же водонапорной системе.

Добыча нефти, газа воды, так же как и закачка воды в пластовые водонапорные системы, в первую очередь приводит к изменениям пластового давления, происходит резкая смена гидродинамической обстановки. Особенно велики изменения гидродинамической обстановки в случаях депрессионного техногенеза, когда снижение давления в залежах нефти и газа и примыкающим к ним законтурных зонах может достигать десятков мегапаскалей. В случае репрессионного техногенеза изменения пластового давления обычно не столь велики, но все же весьма существенны. Эти техногенные процессы приводят к кардинальной смене природной гидродинамической обстановки, увеличивая гидравлические градиенты в пластах в десятки и сотни раз, изменяя скорости и направления пластовых потоков, что должно отражаться на большинстве залежей нефти и газа, имеющих свободную гидравлическую связь с окружающими водами. Только залежи, не имеющие гидравлической связи с водонапорной системой (например, литологически ограниченные или "запечатанные" со стороны водонефтяного контакта), или залежи с аномальными (неньютоновскими) свойствами нефтей, могут избежать воздействия техногенных преобразований гидродинамической обстановки.

Несомненно, техногенные преобразования гидродинамической обстановки наиболее заметно проявляются в непосредственной близости от разрабатываемых залежей, но распространяются они в пределах значительного пространства. Например, в настоящее время вся зона вокруг Ромашкинского, Туймазинского, Бавливского и Шкаповского месторождения (Татария и Башкирия) по девонскому терригенному комплексу является зоной искусственно созданного пьезометрического максимума от влияния закачки воды. Изменения пластового давления зафиксированы в скважинах, находящихся на расстояние до 50 км от контуров залежей.

Снижение пластового давления в водонапорной системе пласта Вудбайн под влиянием разработки месторождения Ист-Тексас (штат Техас, США) охватило весь бассейн на расстоянии свыше 110 км от месторождения. В Саудовской Аравии установлено четкое взаимодействие месторождений Эйн-Дар и Абкайк, находящихся в 40 км друг от друга. На Северном Кавказе известно влияние разработки залежей в палеоген-неогеновых отложениях Грозненских месторождений на поведение Горячеводских источников.

Подобные изменения гидродинамических условий подземных пластов могут приводить к смещению и переформированию залежей нефти и газа, располагающихся в пределах площади, охваченной изменениями пластового давления. В литературе известен ряд примеров смещения залежей под влиянием разработки соседних месторождений. Однако описанные примеры немногочисленны и охватывают лишь частные случаи взаимодействия залежей. Нередко высказываются сомнения относительно существования подобного рода смещения залежей.

Целесообразно выделять три вида влияния искусственных изменений гидродинамической обстановки на залежи нефти и газа, в результате которого эти залежи смещаются и переформировываются:

1) залежи могут смещаться по направлению к месторождению (водозабору), при эксплуатации которого была создана воронка депрессии пластового давления (рис. 32,а). При естественных, не нарушенных техногенезом гидродинамических условиях, отраженных эпюрой приведенных давлений Р0, залежь А занимала сводовую часть купола, причем ее ВНК располагался горизонтально или имел региональный наклон в соответствии с наклоном пьезометрической поверхности. Если в процессе эксплуатации залежи В создается воронка депрессии приведенного давления 1, то залежь А будет смещаться из своего первоначального положения по направлению градиента давления к эксплуатирующемуся месторождению В;

2) залежи смещаются в сторону от месторождения, вокруг которого создан конус репрессии давления при разработке с искусственным нагнетанием флюидов в пласт, прежде всего при законтурном заводнении (рис. 32, б). Такой вид смещения залежей широко распространен в Татарии и Башкирии вокруг Бавлинского, Туймазинского и Леонидовско-Серафимовского месторождений по девонскому терригенному комплексу;

3) третий вид искусственного смещения залежей является развитием первого его вида. Он возникает в случае, когда смещение залежи в сторону разрабатываемого месторождения, на котором создана воронка депрессии, настолько велико, что часть углеводородов преодолева­ет структурный порог и мигрирует за пределы данной ловушки (рис. 32, в).

Рис. 32. Принципиальные схемы

а — в  смещения залежей А под влиянием разработки соседних залежей В:

1- кривая изменения пластового давления; скважины: 2 - эксплуатационные, 3 - нагнетательные; 4 — первоначальный ВНК

 

Рис. 33 Карты месторождений Кейро (по П. Уодлу):

а — структурная по кровле продуктивного горизонта; б - поверхности ВНК. Скважины:

1 -  эксплуатационные, 2 –законтурные, 3 – внешний контур нефтеносности; 4 — изогипсы, м

Наиболее широко распространено и уже давно отмечено рядом исследователей смещение залежей в сторону разрабатываемых месторождений. Первый в истории нефтегазовой промышленности пример смещения нефтяной залежи под влиянием разработки соседнего месторождения установлен в 1948 г. - это залежь Кейро (США, штат Арканзас), которая описана Л. Гебелем (1950 г.) и известна советским читателям главным образом по монографии А. Леворсена (1970 г.). В 1959 г. вышла обстоятельная статья П. Уодла, в которой приведена подробная характеристика этой залежи (рис. 33). Залежь приурочена к оолитовым известнякам Рейнольдс формации Смаковер (юра), выдержанным по простиранию и обладающим хорошими коллекторскими свойствами.

В 4 км к юго-западу от залежи Кейро расположено месторождение Шулер, за 12 лет разработки которого, предшествовавших открытию залежи Кейро, из водонапорной системы известняков Смаковер было извлечено 3,5 млн. м3 нефти и вод. Это привело к образованию воронки депрессии, охватившей большую площадь, в том числе и залежь Кейро, пластовое давление которой снизилось на 2,2 МПа против естественного. Водонефтяной контакт залежи наклонен в сторону месторождения Шулер, средний уклон составляет 28,5 м на 1 км, общее вертикальное смещение достигает 60 м. Залежь занимает не сводовую часть структуры, а резко сдвинута на юго-западное ее крыло (рис. 32, в)

Следующим характерным примером, является Гуселское месторождение в Саратовском Поволжье, впервые описанное Б. Я. Шорниковым и И. Б. Фейгельсоном. Здесь с 1950 г. разрабатывалась залежь нефти на Соколовогорском месторождении. В результате пластовое давление от начальной величины 22,6 МПа снизилось к 1954 г. до 16,6 МПа. В 1954 г. к северу от Соколовогорского месторождения в том же пласте была обнаружена залежь нефти на Гуселском месторождении. Внешние контуры нефтеносности залежей находятся на расстоянии 2,5 км друг от друга, месторождения разделены прогибом. Свод Гуселского поднятия на 30 м ниже свода Соколовогорского. На основании этого предполагалось, что начальное пластовое давление в Гуселской залежи должно быть на 0,3 МПа больше, чем в Соколовогорской, т. е. должно составлять 22,9 МПа. Фактически в момент открытия Гуселской залежи пластовое давление оказалось равным 21,4 МПа, т. е. было ниже ожидаемого первоначального на 1,5 МПа. Такое падение давления вызвано влиянием предшествующей почти пятилетней разработки Соколовогорской залежи. Возникновение градиента приведенного давления, направленного к югу, в сторону Соколовой горы, привело к смещению Гуселской залежи в том же направлении, причем ВНК опустился на 28 м.

Резкие изменения естественной гидродинамической обстановки в результате разработки нефтяных залежей отмечаются и в ряде других районов Урало-Поволжья.

Очень наглядно проявляется рассматриваемый вид смещения для газовых залежей. Первый случай смещения газовой залежи под влиянием разработки соседнего месторождения установлен В. П. Савченко (1952 г.) в Бугурусланском районе. Здесь с 1941 г. разрабатывалась Новостепановская нефтегазовая залежь. К концу 1951 г. давление в газовой шапке залежи снизилось на 1,3 МПа против начального. Тогда же южнее Новостепановской залежи была открыта Кирюшкинская газовая залежь, приуроченная к. тому же продуктивному горизонту КС (пермь). Расстояние между залежами 2 км. Давление газа в Кирюшкинской залежи в момент ее открытия была на 0,31 МПа меньше того, которое можно было ожидать исходя из начального гидростатического давления в горизонте КС. Это объясняется воздействием воронки депрессии в результате разработки Новостепановской нефтегазовой за­лежи. Сама Кирюшкинская залежь оказалась смещенной на север, в сторону Новостепановской залежи, причем величина вертикального смещения составила 8-10 м.

Аналогичные в принципе процессы смещения газовых залежей установлены для ряда месторождении Западной Сибири, Западной Украины, Ставропольского края.

Первый случай смещения залежи в сторону от месторождения с законтурным заводнением описан Ю. П. Гаттенбергером и А. Н. Березаевым в 1961 г., для Кзыл-Яровской залежи в Туймазинско-Бавлинском районе (Западная Башкирия - Восточная Татария). Кзыл-Яровское месторождение приурочено к структурному куполу, расположенному между Александровским (севернее), Туймазинским (северо-восточнее) и Бавлинским (южнее) нефтяными месторождениями. Залежи нефти в пласте Д1 всех этих месторождений приурочены к самостоятельным положительным структурам, однако, возможно, до начала разработки внешний контур нефтеносности охватывал все структуры, и генетически все эти залежи можно рассматривать как единую залежь нефти. Ее первоначальный ВНК имел слабый наклон с северо-запада (от абсолютных отметок –1484  ¸ -1485 м) на юго-восток (до отметок - 1490 г ¸ - 1492 м). ВНК Кзыл-Яровской залежи был установлен в 1950-1954 гг. и соответствовал этим значениям, залегая на отметках -1487  ¸-1488 м. Эта залежь не эксплуатировалась вплоть до 1958 г., когда на соседних месторождениях была организована интенсивная закачка воды. Особенно большие объемы закачки были непосредственно к северу от Кзыл-Яровской залежи - на южном крыле Александровского месторождения. В результате пластовое давление было повышено до 21 МПа на линии нагнетания и до 20 МПа на Кзыл-Яровской площади против 17,2 МПа начального пластового давления. В 1958 г. было установлено, что ВНК Кзыл-Яровской залежи наклонный: в северной и центральной частях залежи он находился на 4-1,5 м выше начального, установленного первыми скважинами в 1950- -1954 гг. Характерно, что непосредственно ниже ВНК наблюдалась довольно мощная зона,  в которой удельное электрическое сопротивление превышает сопротивление чисто водоносной зоны пласта, но су­щественно ниже сопротивления пласта выше ВНК. Отметки подошвы этой зоны промежуточных сопротивлений весьма постоянны и соответствуют отметке начального ВНК (табл. 1).

Эти материалы позволяют считать, что зона промежуточных сопротивлений является участком бывшего ранее нефтеносным пласта, из которого ушла часть нефти.

В 1959-1960 гг. были пробурены скважины в южной и юго-восточной частях Кзыл-Яровского месторождения. Несмотря на интенсивную добычу нефти, организованную с 1958 г., ВНК в этих скважинах был зарегистрирован на более низких отметках, чем в скважинах, пробуренных в 1958 г., иногда даже ниже отметки первоначального ВНК. Таким образом, интенсивное нагнетание воды на севере в скважины Александровского месторождения привело к росту пластового давления в залежи пласта Д1 Кзыл-Яровского месторождения и смещению нефти на юг, в чисто водяную зону пласта.

Гидродинамическая залежь нефти пласта Д1 Алексеевского месторождения также (см. рис. 22) смещена по направлению от источника повышенного давления, созданного закачкой воды в нагнетательные законтурные скважины Бавлинского месторождения.

Таблица 28

Положение начального и текущего ВНК в скважинах Кзыл-Яровского месторождения в 1958 г.

Перетоки УВ из неразрабатываемых залежей под влиянием разработки соседних месторождений особенно характерны для пологих платформенных структур, где залежи заполняют ловушки до замков, при этом достаточно небольшого смещения залежи, чтобы часть углеводородов покинула данную ловушку.

Подобные случаи впервые были установлены А. Л. Козловым и Е.М. Минским для газовых залежей. По их данным перетоки газа происходили из Бильче-Волицкого месторождения в соседнее месторождение Угерско под влиянием разработки последнего, из Сосновского в Дерюжевское и из некоторых других месторождений. Важно подчеркнуть, что переток газа из одной залежи в другую приводит к перераспределению запасов между ними, что достаточно надежно оценивается по методу падения давления. Поэтому перетоки газа из одной залежи в другую можно считать вполне доказанными.

По аналогии с газовыми месторождениями можно полагать, что процесс перетока возможен и для нефтяных месторождений. Так, вполне реален переток нефти по пласту ДIV на Леонидовском месторождении (Западная Башкирия) из северной залежи в центральную.

Несомненно, что подобные случаи широко распространены в природе, хотя до последнего времени на них не обращалось должного внимания.

Изложенные материалы следует учитывать при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений в районах с эксплуатирующимися месторождениями. Значение описанных закономерностей смещения и переформирования залежей нефти и газа заключается в следующем.

1. Определение закономерностей смещения и переформирования залежей необходимо для выяснения условий формирования и, размещения залежей. Приведенные примеры убедительно доказывают реальность современной миграции нефти и газа в пластах, возможность переформирования залежей за очень небольшие сроки, исключительную подвижность нефти и газа. Появились и другие факты, свидетельствующие о широкой современной миграции нефти. В этом смысле чрезвычайно интересны наблюдения Н. Н. Чикина и М. И. Зайдельсона по Поволжью. Здесь во многих простаивающих водяных скважинах, при опробовании которых были получены притоки чистой воды без признаков нефти, через несколько лет неожиданно появилась нефть. Поступление нефти происходило периодически. Вероятно, эта нефть была вытеснена из каких-то еще не открытых залежей под влиянием изменения гидродинамической обстановки и в процессе дальнейшей миграции подошла к водяным скважинам. Аналогичные факты отме­чались и в Татарии. Изучение современных процессов смещения, миграции и переформирования залежей нефти и газа под влиянием техногенных факторов чрезвычайно полезно для изучения этих процессов, протекавших в геологическом прошлом под влиянием природных изменений геотектонических или гидродинамических факторов, контролирующих размещение нефтяных и газовых месторождений.

     2. При поисках и разведке залежей в районах разрабатываемых месторождений использование только структурных предпосылок может оказаться неэффективным, поскольку залежи могут быть смещены из сводовых частей локальных структур по направлению градиента приведенного давления. Для оценки направления возможного смещения залежей необходимы сеть наблюдательных пьезометрических скважин и тщательный контроль за изменением пластового давления. Поиски нельзя прекращать даже при получении отрицательных результатов в скважинах, вскрывающих свод структуры. Аналогичные соображения должны учитываться при заложении скважин в процессе оконтуривания открытых залежей.

3. Общим результатом всех рассмотренных случаев смещения залежей является внедрение части нефти (газа) при разработке залежи в водоносную зону пластов. При этом неизбежны большие потери нефти на создание мертвого нефтенасыщенкя порового пространства, бывшего ранее полностью заполненным водой. Важной задачей рациональной разработки взаимодействующих залежей является устранение или сокращение таких безвозвратных потерь, для чего смежные залежи необходимо вводить в разработку (следовательно, и разведывать) одновременно. При этом следует обратить внимание на следующее обстоятельство. Залежи, подвергающиеся гидродинамическому влиянию от разработки соседних месторождений, можно разделить на две группы: 1) залежи, у которых замок ловушки расположен по направлению снижения приведенного давления; 2) то же, против направления уменьшения давления. Залежи этих двух групп находятся далеко не в равных условиях. В залежах первой группы под действием перепада давления часть нефти может достигнуть замка ловушки и покинуть ее, преодолев структурный порог. Часть ушедшей нефти может подойти к другой залежи (как в случае с северной залежью пласта ДIV Леонидовского месторождения, нефть которой пришла в центральную залежь) или же эта нефть безвозвратно теряется на путях миграции.

В залежах второй группы перемещение нефти происходит от замка ловушки, так что нефть не покидает данную структуру, лишь смещается по направлению градиента давления. Часть нефти, несомненно, расходуется на мертвое нефтенасыщение бывшей ранее водоносной зоны пласта, однако эти потери сравнительно меньше, чем в залежах первой группы. Поэтому промедление с началом эксплуатации залежей первой группы особенно нежелательно.

***


1 Инжекционные техногенные процессы. (Прим. ред.)