(На примере Пермского Прикамья)

С.М. KOCTAPEB (ПермНИПИнефть)

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.

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.

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).

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.

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. 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