24О ВАЖНЕЙШЕЙ ГИДРОГЕОЭКОЛОГИЧЕСКОЙ ПРОБЛЕМЕ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
Р.Х. Мусин, А.А. Салихова, А.Р. Ханафеева Казанский федеральный университет, e-mail: rmusin@ksu.ru
Нефтегазовый комплекс Республики Татарстан в настоящее время базируется на разработке более 50 нефтяных месторождений, крупнейшими из которых являются Ромашкинское, Ново-Елховское и Бавлинское. Данные месторождения расположены в пределах Южно-Татарского свода Волго-Уральской антеклизы, в Восточно-Закамском регионе Татарстана (рис. 1, см. Приложение). При этом, как известно, Ромашкинское месторождение является одним из крупнейших многопластовых объектов платформенного типа не только в Волго-Уральской провинции, но и в мире [1, 4, 10]. Оно было открыто в 1943 г., а в разработку введено в 1952 г. Его площадь составляет около 6000 км . В разрезе девонских и каменноугольных отложений месторождения установлена нефтеносность 22 горизонтов. Наиболее продуктивными из них являются пашийский и кыновский терригенные горизонты верхнего девона, на долю которых приходится более 80 % разведанных запасов [1].
Разработка Ромашкинского месторождения, как и других указанных объектов, с самых ранних этапов ведется с широким использованием различных методов заводнения продуктивных горизонтов. Первоначально месторождение было разрезано рядами нагнетательных скважин на 22 самостоятельно разрабатываемые площади (рис. 2, см. Приложение). Для заводнения применялись воды различного типа и состава - пресные речные, солоноватые нижнепермских отложений и попутно добываемые хлоридные натриевые и кальциево-натриевые рассолы с минерализацией до 300 г/дм3. О масштабности использования этих вод может свидетельствовать следующий факт: расход речных вод в системах поддержки пластового давления (ППД) в 1960-1963 гг. составлял 200-300 тыс. м3/сут [4]. В последнее время в системах ППД используются, в основном, промысловые сточные воды.
Закачка разнотипных вод привела к существенной трансформации пластовых гидрогеохимических условий. Первоначально воды пашийско-кыновского гидростратиграфического уровня, обладающего мощностью 40-60 м и сложенного песчаниками и алевролитами, расслоенными глинистыми породами, являлись хлоридными кальциево-натриевыми рассолами с минерализацией 200-300 г/дм3,
метаново-азотным газовым составом, с концентрациями углекислого газа 0,7-2,5 %, отсутствием сероводорода [3, 4, 12]. В настоящее же время минерализация этих вод варьирует от 3-10 до 280 г/дм3, при преобладающих значениях 140-200 г/дм3, но хлоридный кальциево-натриевый состав ещё сохранился (рис. 3, см. Приложение).
Более чем 50-летняя разработка Ромашкинского и других крупных месторождений привела к нарушению гидрогеоэкологического равновесия в верхней части разреза за счет загрязнения, участками интенсивного, как поверхностных, так и подземных вод попутно добываемыми рассолами [4, 15 и др.]. Зона активного водообмена в нефтяном регионе Татарстана охватывает комплекс пермских и плиоцен-четвертичных отложений мощностью до 300-350 м [2, 13]. В ее верхней части до конца 1960-х годов преимущественным распространением пользовались гидрокарбонатные и сульфатно-гидрокарбонатные воды благоприятного питьевого качества, а в нижней части -солоноватые воды сульфатного состава [12, 14]. С указанного времени на площадях этих месторождений проявляется тенденция замещёния гидрокарбонатных и сульфатно-гидрокарбонатных подземных вод водами с долей хлор-иона более 20 % моль, при этом их минерализация может достигать 5-10 г/дм3, а общая жесткость - 40-70 ммоль/дм3. Доля загрязненных (с повышенной концентрацией хлоридов и (или) общей жесткостью) подземных вод в составе нижнеказанского сульфатно-карбонатно-терригенного водоносного комплекса, являвшегося в нефтяном регионе Татарстана наиболее продуктивным элементом разреза в отношении вод питьевого качества, сейчас составляет не менее 60-70 % (рис. 4, см. Приложение) [8, 9]. Загрязнение пресных подземных вод происходит за счет внедрения в зону их распространения высокоминерализованных хлоридных вод как "снизу" (заколонные и межпластовые перетоки), так и "сверху" (утечки, часто аварийные, из трубопроводов и емкостей хранения). К началу 1970-х годов было выявлено, что данное загрязнение происходит в первую очередь из-за разливов нефти и попутных рассолов, а одной из главных причин разливов и утечек является коррозионное разрушение нефтепромыслового оборудования и трубопроводов [4]. Количество ежегодно ликвидируемых порывов на промысловых трубопроводах в различные периоды освоения месторождений варьировало от 4 до 17 тысяч. Максимальное же их количество приходилось на середину 1980-х годов, когда были зафиксированы наивысшие концентрации хлоридов и других контаминантов в речных водах. В период наиболее интенсивной добычи нефти - 1970-1980-е гг. - ежегодные
потери попутно добываемых рассолов на поверхности в результате разливов, аварийных порывов и скрытых утечек составляли не менее 4-5 млн м3 [4]. Масштабные гидрогеоэкологические исследования, проведенные в нефтяном регионе в 1990-2000 гг. специалистами Татарстана, Москвы и Санкт-Петербурга (Б.В. Анисимов, 1998; А.М. Медведев, 1992; Н.М. Порфирьев, 1995, 1997, 1999; В.М. Федотов, 1999, и др.), подтвердили, что загрязнение пресных подземных вод в основном происходит "сверху".
Отмеченное изменение гидрогеохимических условий в верхней части гидрогеологического разреза обусловило почти катастрофическую ситуацию с хозяйственно-питьевым водоснабжением многих населенных пунктов, базирующемся на каптаже подземных вод. Скорее всего, именно этот фактор ответствен за рост заболеваемости местного населения с начала интенсивной разработки нефтяных месторождений [4]. В связи с этим масштабное загрязнение почв, пород зоны аэрации, поверхностных и подземных вод попутно добываемыми высококонцентрированными рассолами является основной гидрогеоэкологической проблемой (которая, безусловно, включает и социальный аспект) нефтегазового комплекса Татарстана. Пути разрешения данной проблемы - уменьшение негативного влияния процессов нефтедобычи на верхнюю часть гидрогеологического разреза, организация альтернативного питьевого водоснабжения, защита ещё действующих крупных питьевых подземных водозаборов от загрязнения и др.
Мероприятия первого и второго направлений, активно осуществляемые в последние десятилетия компанией "Татнефть" - её деятельность всегда отличалась социальной направленностью, - включают:
- замену металлических трубопроводов на коррозионно более устойчивые металлопластиковые, применение новых технологий бурения, ликвидацию крупных источников загрязнения, тампонаж бездействующих скважин и т. д. (данные мероприятия уже приносят свои плоды - на основной части площади крупных месторождений экологическая обстановка стабилизировалась, а на отдельных участках произошло её оздоровление);
- проведение с начала 1990-х годов масштабных гидрогеологических исследований, основной целью которых являлось выявление месторождений питьевых подземных вод и оценка их эксплуатационных запасов, картирование крупных источников загрязнения пресных подземных вод, постоянный мониторинг их
гидрогеохимических и гидродинамических характеристик; важнейшим результатом данных исследований стало выявление около 10 месторождений подземных вод питьевого качества с суммарными эксплуатационными запасами порядка 250 тыс. м3/сут, основная часть которых пока, к сожалению, не вовлечена в эксплуатацию [5];
- доведение качества используемых для хозяйственно-питьевых целей подземных вод до питьевого стандарта на мини-станциях доочистки или опреснения, установленных в отдельных малых населенных пунктах.
Для защиты ещё действующих водозаборов, ликвидации крупных очагов загрязненных подземных вод наиболее оптимальным представляется откачка этих вод и параллельная их закачка в нефтепродуктивные горизонты, т.е. использование их в системах поддержки пластового давления. При этом могут проявиться побочные негативные явления в виде солеотложения в нефтяных горизонтах, скважинах и коммуникациях.
Наиболее распространенными солями, осложняющими процесс нефтедобычи в Татарстане, являются сульфаты и карбонаты кальция [7]. Вероятность отложения этих солей определялась расчетным способом по результатам анализа составов подземных вод нижнеказанских (15 проб) и верхнедевонских (пашийско-кыновских, 358 проб) отложений и их смесей в пропорции 1:1 (465 смесей) в пределах одной из нефтяных площадей в центральной части Ромашкинского месторождения.
Для прогнозной оценки выпадения карбонатов кальция использован метод Стиффа-Дэйвиса, который основан на сопоставлении реального рН с расчетным (рНД а вероятность солеотложения определяется индексом насыщения (К) и индексом стабильности (181:). Для выявления возможности отложения сульфатов кальция была выбрана методика Б.П. Зверева, по которой основным рассчитываемым параметром является дефицит насыщения воды этим соединением (ХСа804) [6]. В данном рассмотрении участвовали:
- воды нижнеказанского комплекса с широкими вариациями: состава - от хлоридно-гидрокарбонатных магниево-кальциевых до хлоридных магниево-кальциевых и натриевых, минерализации - 0.6-7.3 г/дм3, общей жесткости - 9.4-61.0 ммоль/дм3, рН -7.0-8.1; содержаний (мг/дм3) НС03- - 104-513, Са2+- 113-727, Б042- - 14-1329 (рис. 5, см. Приложение);
- воды пашийско-кыновского стратиграфического уровня, характеризующиеся: хлоридным кальциево-натриевым и хлоридным натриевым составами, минерализацией -2.6-278 г/дм3, рН - 3.0-8.3, содержаниями (мг/дм3) ИСОэ" - 0-366, Са2+- 177-22985, Б042" - 0-1300; в водах нефтеносного горизонта с увеличением минерализации отмечается снижение рН (коэффициент парной корреляции г = -0,66) и содержаний гидрокарбонат-иона (г = -0,61), а также рост концентраций ионов кальция (г = 0,96) (рис. 6, см. Приложение).
Устойчивость приповерхностных подземных вод в отношении солеотложения рассчитывалась для температурного диапазона 5-30 0С, глубинных вод - 30-40 0С (что соответствует реальным пластовым температурам), смесей разноглубинных вод - 30 0С. Значение водородного показателя смесей определялось не как среднеарифметическое, а как приблизительно равное рН глубинных пластовых вод (которые в большинстве случаев ниже рН приповерхностных подземных вод), при отличии от него на 0.2-0.5, реже 0.7-0.9 единиц, в зависимости от разницы конкретных значений рН смешиваемых вод. Этот расчет щелочно-кислотного показателя базировался на экспериментальных данных, полученных сотрудниками института "ТатНИПИнефть" ОАО "Татнефть" (Л.В. Кудряшова, 2002), где рН смесей отличался от рН глубинных вод не более чем на 0.5 единиц.
В целом, составы разноглубинных подземных вод и их смесей не способны отлагать сульфаты кальция (в связи с недонасыщенностью соответствующими компонентами), за исключением единичных проб, где концентрации сульфатов в водах пашийско-кыновских образований превышают 1000 мг/дм3 (рис. 7, см. Приложение).
Ситуация с возможностью отложения карбонатов кальция несколько сложнее. Составы вод нижнеказанского комплекса в естественных условиях - при температуре 510 0С - устойчивы в отношении солеотложения, но при 30 0С величина индекса стабильности обычно ниже значения 6.4, что отражает возможность выделения осадка. Это связано с уменьшением растворимости СаСО3 по мере увеличения температуры. В основном устойчивы и составы вод нефтеносных горизонтов. Пониженные значения индекса стабильности (18К6.4) характерны для интервалов минерализации до 30 и более 210 г/дм3. Наиболее же устойчивы (181>6.4) составы в солевом диапазоне 40-100 г/дм3, что связано с максимальной растворимостью карбоната кальция в растворах с ионной силой, соответствующей этому интервалу минерализации (рис. 8, см. Приложение). Смеси
разноглубинных вод не будут сопровождаться солеотложением при большей части возможных гидрогеохимических условий при минерализации 68-104 г/дм3. Наиболее устойчивыми являются смеси на основе вод нефтеносных горизонтов с минерализацией 125-204 г/дм3 (рис. 9, см. Приложение). Следовательно, участки развития пашийско-кыновского горизонта с такими параметрами пластовых вод и будут являться наиболее оптимальными для закачки загрязненных вод верхней части гидрогеологического разреза. Общая площадь распространения таких участков составляет 50-60 % от размера исследованной нефтяной площади (рис. 3, см. Приложение). Важно подчеркнуть, что примерно такими же особенностями изменения минерализации и характера площадного развития вод пашийско-кыновского гидростратиграфического уровня обладают практически все нефтяные площади в пределах Ромашкинского месторождения.
Выявление устойчивости подземных вод в отношении солеотложения по предлагаемым методикам представляет собой довольно трудоемкую задачу, связанную с использованием многочисленных номограмм. Для определения возможности упрощения этих расчетов проведен регрессионный анализ данных, которые включали параметры состава подземных вод и их устойчивости в отношении солеотложения. Уравнения множественной регрессии выглядят следующим образом (применительно к температурным условиям - 30 0С):
Ы(с) = 15,034 - 0,0051 х НС03(н) - 0,0023 х НС03(р) - 0,00008 х Са(н) - 0,0001 х Са(р) -
0,5915 х рН(н) - 0,3304 х рН(р), (1)
Хсаэо4(с) = 2373,71 - 0,84 х S04^) - 0,684 х S04fo) - 0,118 х Са(н) - 0,183 х Са(р) + 0,006
х Мин(н) + 0,012хМин(р), (2)
где Ist - индекс стабильности; ХСа^4 - дефицит насыщения воды сульфатом кальция; НС03, Ca, S04 - концентрации соответствующих ионов (мг/дм3); Мин - минерализация (мг/дм3); обозначения в скобках: (н) - воды пашийско-кыновского гидростратиграфического уровня, (р) - воды верхней части гидрогеологического разреза, (с) - смеси разноглубинных подземных вод (в пропорции 1:1).
Сопоставление параметров ISt и Xcas04, выявленных по номограммам и рассчитанных по регрессионным уравнениям, показывает их высокую сходимость,
различия в значениях не превышают 3-4 %, при этом в диапазоне минерализации вод нефтяного горизонта 40-200 г/дм3 эти различия в 50 % случаев не превышают 1 % (для ISt это составляет 0,05 единиц).
Таким образом:
- выявлена принципиальная возможность использования в системах поддержки пластового давления на Ромашкинском месторождении загрязненных (за счет процессов нефтедобычи) подземных вод верхней части гидрогеологического разреза;
- наиболее оптимальна закачка вод в пашийско-кыновский гидростратиграфический уровень с минерализацией пластовых вод 125-204 г/дм3;
- для закачки можно использовать практически все разновидности загрязненных приповерхностных подземных вод, но отложение карбонатов и сульфатов кальция с высокой вероятностью не проявится при закачке вод, обладающих:
рН<8,0; HCÜ3-<500 мг/дм3; SÜ42-<1500 мг/дм3;
- выявлены уравнения множественной регрессии, которые позволяют с высокой точностью определять величины индекса стабильности (ISt) и дефицита насыщения воды сульфатом кальция (XCaSÜ4) в смесях разноглубинных вод, при этом необходимы лишь данные по содержаниям в этих водах ионов Са, HCO3, SO4, а также значений минерализации и рН;
- при несоответствии загрязненных подземных вод верхней части разреза каким-либо требованиям нормативных документов [11] возможно проведение необходимой водоподготовки, затраты на которую окупятся улучшением гидрогеоэкологической обстановки в нефтяном регионе Республики Татарстан.
ЛИТЕРАТУРА
1. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / под ред. Н.Н. Гавуры: в 2 т. М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 1996.
2. Геология Татарстана: Стратиграфия и тектоника / под ред. Б.В. Бурова. М.: ГЕОС, 2003. 402 с.
3. Гидрогеология СССР. Т. 13. Поволжье и Прикамье. М.: Недра, 1970.
4. Гидрогеоэкологические исследования в нефтедобывающих районах Республики Татарстан / под ред. А.И. Короткова, В.К. Учаева. Казань: НПО "Репер", 2007. 300 с.
5. Государственный доклад о состоянии природных ресурсов и об охране окружающей среды Республики Татарстан в 2005 г. / под ред. Н.П. Торсуева. Казань, 2006. 494 с.
6. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. М.: Недра, 1985. 215 с.
7. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М: Орбита, 2004. 432 с.
8. Мусин Р.Х., Марченков Н.А., Нуриев И.С. Гидрогеохимическая и фильтрационная неоднородность зоны активного водообмена в нефтяных районах Татарстана // Проблемы гидрогеологии XXI века: Наука и образование. М., 2003. С. 466-469.
9. Мусин Р.Х., Мусина Р.З. Гидрогеологические исследования в нефтяном регионе Татарстана // Нефть. Газ. Новации. 2009. № 9. С. 28-38.
10. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Хисамов Р.Б. и др. Нефтегазоносность Республики Татарстан: геология и разработка нефтяных месторождений: в 2 т. Казань: "Фэн" АН РТ, 2007.
11. ОСТ 39-225-88. Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству. М.: ВСЕГИНГЕО, 1988. 8 с.
12. Подземные воды Татарии / под ред. М.Е. Королева. Казань: Изд-во Казан. ун-та, 1987. 189 с.
13. Сводная геологическая карта доплейстоценовых отложений Республики Татарстан масштаба 1:200000. Пояснительная записка. Казань: Арника, 1997. 118 с.
14. Станкевич Е.Ф., Каштанов С.Г. Гидрохимическая характеристика пресных и слабосолоноватых подземных вод Татарской АССР // Гидрогеология и геотектоника Среднего Поволжья и Енисейского кряжа. Казань, 1972. С. 9-24.
15. Хархордин И.Л., Коротков А.И., Стуккей М.Г. Формирование химического состава подземных вод зоны активного водообмена на юго-востоке Волго-Камского артезианского бассейна // Проблемы региональной гидрогеологии: Седьмые Толстихинские чтения. СПб., 1998. С. 90-95.
ПРИЛОЖЕНИЕ
Рис. 1. Расположение Восточно-Закамского региона и крупных нефтяных месторождений в пределах Татарстана
» * *
,——^ Л-
V Д) г
ПиьЬееА*« \ / Г
V ^/г»-V—Г-*-к—Л ^—.
гяи _
знала еЛсд-ад / \ . —<
Рис. 2. Система заводнения и расположение отдельных площадей Ромашкинского месторождения [1]:
1 - очаговое заводнение; 2 - линейное разрезание; 3 - разрезание на блоки (заштрихованы площади с избирательным заводнением)
Рис. 3. Вариации минерализации (г/л) пластовых вод пашийско-кыновских отложений в пределах одной из нефтяных площадей Ромашкинского месторождения по данным разновременного опробования - 1957- 1960 гг. (а) и 2000- 2003 гг. (б)
Рис. 4. Схематическая гидрогеохимическая карта нижнеказанского водоносного комплекса в Восточно-Закамском регионе Татарстана:
1-6 - типы воды по анионному составу: 1 - гидрокарбонатный, 2 - сульфатный, 3 -хлоридный; 4-6 - смешанный: 4 - с преобладанием гидрокарбонат-иона, 5 - с преобладанием сульфат-иона, 6 - с преобладанием хлор-иона; 7 - зоны отсутствия нижнеказанского комплекса; зоны развития хлоридных вод четко контролируются контурами интенсивно разрабатываемых крупных нефтяных месторождений
О 1000 :(№ ЗОЮ 4000 5000 60М таоо ли |
_Минерализация, мг/дм3_
1000 ШО 3000 *Ш =01X1 ЕШ 7000 ахс I
е.;
ер о О
0
7£ о ------____ ° °
рН N о о _____ а а -----■- _ О
12 о
7И 4 0
1
«оо зооз эооо «со зга еооо тсра еооо
Минерализация, мг/дм1
иоо О
1200
1000 О
2 вю -—г
Е 600
о" (Л 41»
200
9 ' ' ' о о " ер ° о
■200
1000 2000 3000 ¿0№ 5000 Ё0№ 7000 0000
^Минерализация^г^^^
Рис. 5. Особенности состава загрязненных вод нижнеказанского комплекса
1(00 1500 1000
ч
^ 800 £
О 600 (Л
200
го ч» гм гоо
Минерализация, г/дм
25 30 35 <0 45 50 55 60 65 7 В 75 ЕВ
__рН _
О 01
8
о.
5~
Й ню а
56°* 50» 45% Л*
ге* 22% 17* . ....
к м 75 1[» 1га 150 175 200 га 250 275 зон
о » я ?! ад « I» да т и и к« «и _Эо/ , мг/дм'
Рис. 6. Особенности состава вод пашийско-кыновского гидростратиграфического уровня
Воды иашшкко-кьшовских Воды нижнеказанских отложения
отложений
200 Ь----—^----——..................■ и ■ - .... ....-■
а го 40 ео во 100 120 Щ 1во Минерализация, г/дм'
Рис. 7. Значения недостатка насыщения разноглубинных вод и их смесей сульфатом
кальция (цифровые индексы после Хс^04 отражают значения температур, в 0С)
Воды нижнеказанских отложений
8,4
а,2 8,0 7,8 7,6
«? 7,4 £ 72 7.0
б,8 66 6,4 6,2 Б.0
о
О
О 8
О о о
-- С1 О
о
оо
О о
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Минерализация, мг/дм3
Воды пашийско-кыиовских отложений
о
со
I
Ю
0
о о О о о 0
^ о О" « вв о 0° о 6 о ° & о й0й й 0 о ¿л ® п 0 0 воЖ^в Э о
о « с^¡ятдимш и о —
0 „ ьа # о 0 О а 0 0°
-50
50 ЮО 150
Минерализация, г/дм
200 3
250
300
5р ЕЛ 7Л Вр
1=1-30
Рис. 8. Значения индекса стабильности (181), отражающие вероятность отложения СаСОз в подземных водах различных частей разреза (горизонтальной линией зеленого цвета показано пороговое значение 181, равное 6.4)
Рис. 9. Устойчивость смесей разноглубинных вод к отложению карбоната кальция
