CC BY
10
УДК 556.38:628.394.191.1
1 7
К.Е. Питьева1, А.А.Гатина2
ОБОСНОВАНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЗООБРАЗНЫХ СОРБИРОВАННЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ В КАЧЕСТВЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОГЕННОЙ НАГРУЗКИ НА ПРИРОДНЫЕ СРЕДЫ
В статье рассмотрены закономерности распределения сорбированных газообразных углеводородов в дисперсных породах нефтегазовых районов для определения возможности использовать их в качестве показателей загрязнения вод. Сорбированные газообразные углеводороды обладают рядом геохимических свойств, которые способствуют их реакции на влияние техногенных условий и длительной сохранности изменений, которые происходят в их составе в техногенных условиях.
Ключевые слова: загрязнение, сорбированные газообразные углеводороды, показатели, техногенное, формирование.
The article describes the patterns of distribution of sorbed gaseous hydrocarbons in dispersed rocks of oil and gas areas to determine the possibility of using them as indicators of water pollution. Sorbed gaseous hydrocarbons have a number of geochemical properties that contribute to their reaction to the influence of technological conditions and long-term preservation of the changes that occur in their composition in man-made conditions.
Key words: pollution, sorbed gaseous hydrocarbons, indicators, industrial accidents, formation.
Введение. Исследованы закономерности распределения газообразных углеводородов (УВ) в неоднородных по литологическому составу терригенных отложениях с целью обоснования их использования в качестве показателей влияния техногенных факторов на формирование природных сред.
Задача использования УВ в качестве показателей загрязнения сред находится в стадии становления. Серьезное внимание к ней обусловлено широким распространением УВ (особенно газообразных в сорбированной форме) в техногенно-природных средах атмогидролитосферы; экономичностью лабораторного определения (газовая хроматография); эффективностью, в частности с позиции их геохимической инертности, определяющей сохранность изменений, которые происходят под влиянием загрязнений.
Исследования выполнены для территории Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) — района со значительной техногенной нарушенностью. Объект исследований — породы первого от поверхности водоносного комплекса, которые провзаимодействовали со стоками при значимом участии адсорбции газообразных сорбированных УВ. Выбор для исследования нефтегазового месторождения объясняется тем, что в пределах этих территорий газообразные сорбированные УВ имеют наибольшую концентрацию.
Стоки поступают в зону аэрации от объектов, приуроченных на левобережье р. Урал к эксплуатационным скважинам, скважинам закачки подземных вод, установкам отделения нефтегазовых компонен-
тов от пластовых вод (УППГ), к полигону подземного захоронения (ППЗ-2), а на правобережье р. Урал — к установкам газоперерабатывающего завода (ОГПЗ), очистным сооружениям, полигону подземного захоронения (ППЗ-1), емкости сезонного регулирования состава стоков (ЕСР), земледельческим полям орошения (ЗПО). Составы промысловых стоков и стоков от переработки сырья существенно отличаются по суммарному содержанию и компонентному составу газообразных сорбированных УВ.
Пробы пород массой около 300 г отобраны в пределах, вблизи и на удалении от техногенных объектов с глубины около 0,5 м. Всего отобрано 27 проб, представленных в основном песчано-глинистыми разностями. Подготовка проб заключалась в квартовании каждой пробы породы до получения средней пробы. Гранулометрический состав пород определяли на кафедре гидрогеологии МГУ, состав сорбированных УВ — методом хроматографии в НИИ геосистем РАН.
Пески в значительной степени кварцевые; глины представлены гидрослюдой (от 10—15 до 60—65%), монтмориллонитом (до 30% и более), каолинитом (до 10% и более). Сорбционная емкость песков — до 15, глин — до 40—45 мг-экв/100 г. В составе обменных катионов песка содержатся преимущественно кальций, магний, а глин — натрий.
В задачи исследований входили: 1) установление литологического состава пород на ОНГКМ на основе их гранулометрического анализа и существующих классификаций; 2) систематизация сведений
1 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра гидрогеологии, профессор, докт. геол.-минер. н., тел. 8-495-939-54-97.
2 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра гидрогеологии, студентка, e-mail: [email protected]
о составе, свойствах, распространении газообразных сорбированных УВ и факторах, способствующих сорбционным процессам; 3) установление природных фоновых характеристик газообразных сорбированных УВ ОНГКМ; 4) выявление углеводородных показателей техногенного формирования среды; 5) количественная оценка техногенной нагрузки на породы ОНГКМ.
Установление литологического состава пород территории ОНГКМ на основе их гранулометрического анализа и существующих классификаций. Для отнесения пород к конкретному литологическому типу используются общие и частные классификации. Общие классификации применяются для оценки литологического состава сложных в гранулометрическом отношении пород, например песчано-глинистых; частные — для оценки пород с узкими диапазонами гранулометрических фракций, например глинистых или песчаных. Те и другие классификации можно применять для классифицирования пород при решении задач регионального и отраслевого назначения.
В нашей стране из общих классификаций широко используется классификация В.В. Охотина; из частных — для характеристики гранулометрического состава песчаных пород — классификация Е.М. Сергеева, для почв и глинистых пород — Н.А. Качин-ского, для лёссовидных пород — С.С. Морозова и др. [Трофимов и др., 2005]. Для песчаных отложений мы взяли за основу классификацию Е.М. Сергеева, а для глинистых — В.В. Охотина.
Работы выполнялись поэтапно. На первом этапе пробы пород разделяли по принадлежности к фракциям, полученным в результате анализа их гранулометрического состава (>0,5; 0,5—0,25; 0,25—0,1; 0,1—0,05; 0,05-0,01; 0,01-0,005; <0,005 мм). Из данных табл. 1 следует вывод о неоднородном распределении фракций в каждой пробе.
На основании графика распределения проб пород по фракциям в пределах шкалы 50%-ной значимости, принятой в качестве граничных условий отнесения пород к конкретной литологической разности, для каждой фракции пород во всех пробах установлены диапазоны процентного содержания относительно этой шкалы (рис. 1).
Оказалось, во-первых, что минимальное процентное содержание в пределах шкалы имеют фракции: >0,5 (0-15%); 0,25-0,1 (1-6%); 0,01-0,005 мм (4-16%); во-вторых, существенное процентное содержание имеют фракции 0,05-0,01 (13-50%) и <0,005 мм (10-38%) и, в-третьих, наибольший разброс содержания отмечен для фракций 0,5-0,25 (1-36%) и 0,1-0,05 мм (1-41%).
На втором этапе систематизировали пробы на основе распределения по фракциям и провели сравнительный анализ выявленных закономерностей с классификациями Е.М. Сергеева и В.В. Охотина.
Результаты систематизации показали: а) каждая проба породы представлена практически всеми
Таблица 1
Гранулометрический состав пород первого от поверхности водоносного комплекса ОНГКМ, %
Номер пробы Место отбора Фракция, мм
>0,5 0,5-0,25 0, 1 ,2 0, 0,1-0,05 0,05-0,01 0,01-0,005 <0,005
2 УКПГ-1, скв. 1000 0 2 1 13 50 12 21
35 Р. Черная, верховье 1 4 2 12 42 13 26
5 УКПГ-2, скв. 102 0 2 1 9 42 12 33
36 Р. Каргалка 2 21 5 23 16 9 24
23 ОГПЗ, скв. 30 3 3 1 13 31 13 36
20 ОГПЗ, скв. 2 14 6 3 28 26 10 14
11 ППЗ-2, скв. 2Б 4 36 6 18 19 6 11
4 УКПГ-12, скв. 12000 0 2 2 7 45 10 35
19 ОГПЗ, скв. 1002 2 3 2 21 28 12 32
18 Устье реки Сакмары 1 3 2 10 42 11 32
8 УКПГ-8, реки Донгуз 1 16 5 51 12 4 12
38 Р. Каргалка, верховье 1 8 3 31 28 10 18
24 ППЗ-1, скв. 3/2 10 28 4 12 12 8 26
15 Чернореченский водозабор 15 9 2 19 27 6 21
25 ППЗ-1, скв. Н 1/1 2 2 1 11 34 12 38
14 Р. Урал у Ивановского водозабора 1 1 1 27 28 10 32
17 ЕСР, труба сброса 7 4 3 16 30 12 28
39 Промсток У-120 1 2 2 41 21 3 30
10 Промсток УКПГ-7 10 12 3 19 21 10 26
21 ОГПЗ, скв. 12 13 15 3 20 31 8 10
6 УКПГ-6, скв. 39Д 1 2 2 25 35 12 23
16 Устье р. Черной 2 4 2 27 25 10 30
9 УКПГ-7, скв. 7000 8 8 3 5 37 16 23
29 ППЗ-1, скв.Г2/1 2 1 1 19 34 11 31
13 Ивановский водозабор 10 3 1 0 44 15 27
22 ОГПЗ, скв. 26 10 6 2 22 17 11 32
1 УКПГ-15, скв. 15009 0 1 1 13 38 12 34
фракциями; б) в каждой пробе каждая фракция имеет разное содержание; в) большее число проб приурочено к глинистым фракциям, меньшее — к песчаным; г) отсутствуют пробы с содержанием какой-либо фракции около 50%.
Указанные особенности позволили сделать вывод о невозможности однозначно использовать классификации Е.М. Сергеева и В.В. Охотина, а также другие классификации для уточнения литологического состава пород на территории ОНГКМ. Для перехода от гранулометрического состава к литологическому составу мы использовали комплексный подход, осно-
Рис. 1. График распределения проб пород по фракциям в пределах шкалы 50%-ной
значимости
ванный на принципе преобладающего содержания одной или нескольких фракций.
На третьем этапе на основе такого подхода разработаны дополнения к классификациям Е.М. Сергеева и В.В. Охотина с учетом особенностей гранулометрического состава пород на территории ОНГКМ. Первоначально было определено суммарное содержание фракций от >0,5 до 0,1—0,05 мм (песчаных, по В.М. Сергееву) и суммарное содержание фракций от 0,05—0,1 до <0,005 мм (глинистых, по В.В. Охотину).
По критерию преобладания фракций выделены пробы, представленные песчаными (пробы № 22, 24, 36, 39, 8, 20, 11, 21) и глинистыми фракциями (все остальные) (табл. 2).
Далее в пределах групп песчаных и глинистых пород выделяли подгруппы, соответствующие песчаным и глинистым разностям. В качестве критерия разграничения групп на подгруппы сохранялся принцип преобладающего содержания песчанистых и глинистых фракций при стремлении преобладающего числа к 50%. В итоге для получения «преобладающих» содержаний оказалось необходимым сгруппировать песчаные фракции в две подгруппы: >0,5 и 0,5— 0,25 мм и 0,25—0,1 и 0,1—0,05 мм. Первая подгруппа близка к среднезернистым пескам, вторая — к тонкозернистым пескам по классификации Е.М. Сергеева (табл. 3). Глинистые фракции исходя из принятого
критерия образовали подгруппы суглинков (фракция 0,05—0,01 мм) и глин пылеватых тяжелых (фракции 0,01-0,005 и <0,005 мм).
В итоге получена классификационная схема пород первого от поверхности водоносного комплекса на территории ОНГКМ (табл. 3), в соответствии с которой эти породы составляют классы песков и глин. Класс песков представлен подклассами среднезернистых и тонкозернистых песков, класс глин — подклассами суглинков и собственно глин пылеватых тяжелых. Большая часть проб относится к классу глин; породы класса песков распространены ограниченно (табл. 3).
Состав и свойства газообразных сорбированных углеводородов, используемые в целях обоснования их распространения в природных и техногенных условиях. Газообразные углеводороды в природных средах присутствуют в свободной, растворенной, сорбированной и капиллярно-конденсированной формах. Свободные и растворенные газы в породах приурочены к макропорам и трещинам; капиллярно-конденсированные — к микропорам и микротрещинам; сорбированные углеводороды, рассматриваемые нами, приурочены к поверхностному слою пород.
Газообразные углеводороды представлены метаном (СН4) и его предельными гомологами (СпН2п+2): этаном (С2Н6), пропаном (С3Н8), бутаном нормальным (пС4Н10) и изобутаном (1С4Н10), пентаном нормальным (пС5Н12), изопентаном (Ю5Н12), а также непредельными гомологами: этиленом (С2Н4), пропиленом, (С3Н6), бутиленом (С4Н8).
В геохимическом отношении газообразные сорбированные углеводороды, как все углеводородные молекулы, геохимически инертны.
Способность взаимодействовать с другими средами углеводороды приобретают благодаря полярности, возникающей в части молекул за счет ориентационно-го (появление энергии при вращательном движении молекул), индукционного (приобретение молекулой полярного состояния под воздействием дипольного компонента), дисперсионного (возникновение диполей в углеводородной молекуле под воздействием светового излучения) и других явлений.
Наиболее существенные процессы преобразования углеводородов, в том числе газообразных, представлены окислением (СН4 + 2О2 = СО2 + 2Н2О), в глубоких частях атмосферы возможно окисление углеводородов связанным кислородом, например, 4Fe2O3 + СН4 = СО2 + 8FeO + 2Н2О; Са804 +
Таблица 2
Соотношение суммарных процентных содержаний песчаных фракций, по Е.М. Сергееву, и глинистых фракций, по В.В. Охотину
Номер пробы Адрес Фракции
суммарное содержание песчаных фракций* суммарное содержание среднезернистых песков суммарное содержание тонкозернистых песков суммарное содержание глинистых фракций* фракция песчаников и тяжелых суглинков фракция песчаников и тяжелых глин
>0,05 мм >0,5; 0,5-0,25 мм 0,25-0,1; 0,1-0,05 мм <0,05 мм 0,05-0,01 мм 0,01-0,005; <0,005 мм
2 УКПГ-1, скв. 1000 16 2 14 83 50 33
35 Р. Черная, верховье 19 5 14 81 42 39
5 УКПГ-2, скв. 102 12 2 10 87 42 45
36 Р. Каргалка 51 23 28 49 16 33
23 ОГПЗ, скв. 30 20 6 14 80 31 49
20 ОГПЗ, скв. 2 50 20 30 50 26 24
11 ППЗ-2, скв. 2Б 64 40 24 36 19 17
4 УКПГ-12, скв. 12000 11 2 9 90 45 45
19 ОГПЗ, скв. 1002 28 5 23 72 28 44
18 Устье р. Сакмары 16 4 12 85 42 43
8 УКПГ-8, р. Донгуз 73 17 56 28 12 16
38 Р. Каргалка, верховье 43 9 34 56 28 28
24 ППЗ-1, скв. 3/2 54 38 16 46 12 34
15 Чернореченский водозабор 45 24 21 54 27 27
25 ППЗ-1, скв. Н 1/1 16 4 12 84 34 50
14 Р. Урал у Ивановского водозабора 30 2 28 70 28 42
17 ЕСР, труба сброса 30 11 19 70 30 40
39 Промсток У-120 46 3 43 54 21 33
10 Промсток с УКПГ-7 44 22 22 57 21 36
21 ОГПЗ, скв. 12 51 28 23 49 31 18
6 УКПГ-6, скв. 39Д 30 3 27 70 35 35
16 Устье р. Черной 35 6 29 65 25 40
9 УКПГ-7, скв. 7000 24 16 8 76 37 39
29 ППЗ-1, скв. Г 2/1 23 3 20 76 34 42
13 Ивановский водозабор 14 13 1 86 44 42
22 ОГПЗ, скв. 26 40 16 24 60 17 43
1 УКПГ-15, скв. 15009 15 1 14 84 38 46
Примечание. *Фракции, принятые за основные в классификации первого от поверхности водоносного комплекса на территории ОНГКМ по литологическому составу, полужирным — показатели содержания фракций, на основании которых составлялась классификация первого от поверхности водоносного комплекса на территории ОНГКМ по литологическому составу.
Таблица 3
Классификационная схема первого от поверхности водоносного комплекса на территории ОНГКМ по литологическому составу
Литологический состав Фракции, мм Общий вес, % Номер пробы Условное сокращение
Пески среднезернистые > 0,5; 0,5-0,25 216 11, 21, 24 п.с.
тонкозернистые 0,25-0,1; 0,1-0,05 576 8, 20, 22, 36, 39 п.т.
Глины суглинки 0,05-0,01 875 2, 4, 6, 9, 13, 15, 18, 35, 38 с.
глины пылеватые, тяжелые 0,01-0,005; <0,005 892 1, 5, 10, 14, 16, 17, 19, 23, 25, 29 г.п.т.
СН4 = СО2 + Са8 + 2Н2О; растворением (растворимость газообразных углеводородов примерно равна 40-60 мг/л); распадом молекул углеводородов (при высокой температуре с участием кислорода и образованием оксида углерода и водорода: 2СН4 + О2 = 2СО + 2Н2; под воздействием углекислого газа: СН4 + СО2 = 2СО + 2Н2; под воздействием водяного пара — 2СН4 + Н2О = 2СО + 10Н2); комплексообразованием (с формированием металлоорганических соединений с повышенной растворимостью); замещением водорода другими компонентами для предельных углеводородов; присоединением других компонентов для непредельных углеводородов, а также адсорбцией и ионным обменом.
Процесс адсорбции широко распространен в литогидросфере, контролируется геохимическими свойствами (зарядом, ионным весом, ионным радиусом) сорбируемых компонентов, их концентрацией в водах и породах и сорбционной емкостью пород [Трофимов и др., 2005].
На интенсивность адсорбции в системе подземная вода-порода влияет удельная (приходящаяся на 1 г) поверхность породы. Породы с наибольшей удельной поверхностью — глины, в них она может достигать 1000 м2/г. Емкостные свойства глин зависят от минералогического состава. Так, удельная поверхность и сорбционная емкость глин (см2/г и мг-экв/100 г соответственно) следующие: у монтмориллонитовых глин 600-800 и 100-150; у гидрослюдистых и-100 и 10-150; у каолинитовых 40-50 и 3-15. Помимо глин повышенными емкостными свойствами отличаются доломиты, доломитизированные известняки, мергели.
Сорбционная способность углеводородных газов прямо пропорциональна температуре кипения, удлинению цепи атомов углерода, увеличению молекулярной массы и диаметра молекул углеводородов. Зависимость сорбционных свойств углеводородных газов от молекулярной массы и диаметра молекул определяется тем, что поверхностный слой породы менее прочный по сравнению с кристаллической структурой минералов, это способствует распределению в нем крупных и тяжелых молекул, причем чем дисперснее порода, тем существеннее это распределение.
Сорбированные УВ по убыванию сорбционной способности, определяемой их геохимическими свойствами, образуют ряд:
пС5Н12 > пС4Н10> С4Н8> С3Н8> С3Н6> С2Н6> С2Н4> сн4 t +36,07 -0,5 -6,3 -42,1 -47,7 -88,6 -103,8 -164,
где t — температура кипения, °С.
Метан в рассматриваемом ряду занимает последнее место. Предельные углеводороды по сравнению с непредельными (с тем же числом углеродных атомов) углеводородами характеризуются большей сорбцион-ной способностью:
пС5Н12 > пС4Н10 > С3Н8 > С2Н6 > СН4
t +36,07 -0,5 -42,1 -88,6 -164;
непредельные УВ: С4Н8> С3Н6> С2Н4
t -6,3 -47,7 -103,8,
т.е. у предельных углеводородов она больше, чем у непредельных, с тем же числом углеродных атомов [Дедиков и др., 2000].
Сорбированные газообразные УВ широко распространены в природных и техногенных средах. В природных средах содержание метана в атмосферном воздухе составляет до 1,2 • 10-4 об.%, в почвенном газе — «0,03 • 10-4 об.%, в поверхностных водах — 35 • 10-3 см3/л, в осадочных породах — до 500 • 10-4 об%.
В техногенных условиях наиболее высокие значения содержания сорбированных газообразных углеводородов наблюдаются в районах с повышенной нефтегазоносностью.
Оценка влияния техногенных нагрузок на природные среды осуществлялась посредством обнаружения происходящих в них изменений, отражающих формирование гидрогеохимического состояния, не свойственного природным условиям.
Обоснование показателей формирования гидрогеохимических сред. Главными показателями природной обстановки в нефтегазовых районах являются углеводороды, они же характеризуют техногенные условия. В природных и техногенных средах одни и те же углеводородные компоненты имеют различные концентрацию и распределение, что можно использовать для разделения сред по генетическому признаку.
В связи с большим разнообразием состава углеводородных компонентов нефтегазовых залежей для исследования генезиса сред из их числа выделяются несколько наиболее информативных компонентов. К таким компонентам относятся: С4Н8 — показатель природного формирования сред, а также СН4, С3Н6 — показатели техногенного формирования для промысловых районов и районов переработки сырья соответственно. В качестве обобщающего показателя используется общее суммарное содержание углеводородов (ХУВ). Их газообразная форма способствует широкому площадному распространению, что повышает достоверность исследований.
Указанные углеводороды активно участвуют в сорбционных процессах, протекающих в пределах зоны аэрации, в которую они поступают со стоками и загрязненными атмосферными осадками. Лабораторное определение сорбированных углеводородов экономично, ошибки анализа — в допустимых пределах, что позволяет интерпретировать результаты анализа с большой точностью; сорбированные углеводороды присутствуют не только в породах, но и в водных растворах. Все это дает возможность использовать в исследованиях газообразные углеводороды в сорбированной форме.
В исследуемой миграционной системе сток — атмосферные осадки — порода распределение газообразных сорбированных углеводородов рассматривается
для породы (как более контрастное по сравнению с водными растворами). Распределение сорбированных газообразных углеводородов в стоках и атмосферных осадках миграционной системы устанавливается по характеру изменений в породе на том основании, что изменения в одном из объектов миграционной системы количественно равны изменениям в другом объекте, но противоположны им по знаку.
Изменения состава стоков и атмосферных осадков в зоне аэрации учитываются при оценке формирования подземных вод посредством решения задачи смешения.
Влияние техногенных нагрузок на природную среду территории ОНГКМ выявляли поэтапно. На первом этапе устанавливали природные фоновые характеристики углеводородных компонентов, взятых за основу исследований.
Для отнесения конкретной среды к группе сред, формирующихся в природных (или близких к природным) условиях, выявлены следующие критерии:
1) преобладание содержания С4Н8 (компонент естественного формирования) над С3Н6 и СН4 (техногенное формирование); 2) соответствие распределения исследуемых компонентов (С4Н8>С3Н6>СН4) стандартному термодинамическому ряду сорбции; 3) минимальные значения концентрации С4Н8, С3Н6, СН4 и содержание ХУВ в породах; 4) близость значений ХУВ в пробах пород, относимых на территории ОНГКМ к природным, к значениям ХУВ в пробах пород природного фона на других нефтегазовых месторождениях Прикаспийского региона; 5) приуроченность мест отбора проб пород, относимых к природному фону, к периферийным участкам техногенных объектов.
Породы, соответствующие вышеуказанным критериям, приурочены к пробам 20, 22, 24, 25, 36, занимающим верхнюю часть ряда сорбированных газообразных углеводородов, ранжированного по увеличению ХУВ (табл. 4).
Количественно они характеризуются следующим образом: ХУВ в диапазоне 84^125 «-10-4 см3/кг и ме-
Таблица 4
Содержание общей суммы всех компонентов углеводородов (ХУВ), а также СН4, С3Н6, С4Н8 в породах первого от поверхности
водоносного комплекса ОНГКМ
Литология* Техногенные объекты** Номер пробы п • 10 4 см3/кг в % от общей ХУВГ Общая ХУВ, п • 10-4 см3/кг Хс:^ О?^ С4Н8 Соотношение между компонентами
сн4 С3Н6 С4Н8 п • 10 4 см3/кг % от общей Хув
ПТ Пер. 20 8 9,5 12 14,3 29 34,5 84 49 58,3 С4Н$>С3Н6>СН4
ПТ Прир. 22 12 12,9 16 17,3 20 21,6 92,6 48 51,8 С4Н$>С3Н6>СН4
ПТ Пер. 36 19 18,3 8 7,7 20 19,2 104,1 47 45,2 С4Н8 >СН4 >С3Н
ГПТ Вс. 25 8 7,2 12 10,9 33 30 110,1 53 48,1 С4Н$>С3Н6>СН4
ПС Пром. 11 27 21,6 12 9,6 18 14,4 125,1 57 45,6 СН4>С4Н8>С3Н6
ПС Вс. 24 19 15,1 12 9,6 29 23,1 125,4 60 47,8 С4Н >СН4 >С3Н
С Пер. 15 23 15,5 32 21,6 24 16,2 148,2 79 53,3 С3Н6>С4Н$~СН4
ГПТ Пер. 23 35 21,3 16 9,8 37 22,5 164,1 88 53,6 С4Н8 >СН4 >С3Н
С Пром. 4 35 20,8 28 16,7 29 17,3 168 92 54,8 СН4>С4Н$~С3Н6
ПТ Пер. 39 27 15,1 24 13,4 57 31,9 178,5 108 60,4 С4Н8 >СН4 >С3Н
С Пром. 6 27 15 24 13,3 41 22,8 179,8 92 51,1 С4Н8 >СН4 >С3Н
С Вс. 13 19 10,2 73 39,2 16 8,6 186,2 108 58 С3Н6 >СН4 >С4Н8
ГПТ Пер. 16 31 15,5 40 20,1 37 18,5 199,5 108 54,1 С3Н6>С4Н8>СН4
ПТ Пром. 8 69 33,3 24 11,6 37 17,8 207,3 130 62,7 СН4>С4Н$>С3Н6
ГПТ Вс. 29 31 14,4 32 14,9 45 20,9 215,1 108 50,2 С4Н8 >С3Н6=СН4
С Пер. 18 54 22,2 36 14,8 53 21,8 242,9 143 58,8 СН4~С4Н$>С3Н6
С Прир. 35 61 23,6 28 10,8 33 12,8 258,4 122 47,2 СН4>С4Н$>С3Н6
ГПТ Прир. 40 84 28,7 36 12,3 57 19,5 293 177 60,5 СН4>С4Н$>С3Н6
ГПТ Прир. 14 23 7,7 73 24,6 110 37 297,2 206 69,3 С4Н8>С3Н6>СН4
С Пром. 9 69 23,2 48 16,2 53 17,8 297,2 170 57,2 СН4>С4Н8>С3Н6
С Вс. 38 69 22,7 48 15,8 57 18,8 303,9 174 57,3 СН4>С4Н$>С3Н6
ПС Пер. 21 23 7 113 34,6 65 19,9 326,6 201 61,5 С3Н6>С4Н$>СН4
ГПТ Пер. 19 69 18,2 109 28,8 49 12,9 378,4 227 59,9 С3Н6 >СН4 >С4Н§
ГПТ Пром. 5 54 13,6 101 25,4 126 31,8 396,5 281 70,8 С4Н$>С3Н6>СН4
С Пром. 2 77 17,8 101 23,4 126 29,1 432,3 304 70,3 С4Н8>С3Н6>СН4
ГПТ Пром. 1 69 13 161 30,3 73 13,7 530,6 303 57 С3Н6>С4Н8>СН4
ГПТ Вс. 17 161 12,5 657 51 241 18,7 1287,8 1059 82,2 С3Н6>С4Н8>СН4
* Литология: ПС — пески среднезернистые, ПТ — пески тонкозернистые, С — суглинки, ГПТ (Г) — глины пылеватые тяжелые;
** техногенные объекты: Пром. — промысловые, Пер. — переработки, Вс. — вспомогательные, Прир. — природные.
нее; С4Н8 — <18-33 я-10"4; С3Н6 — <8-16 п^10"4см3/ кг; СН4 — <8-27 я-10"4 см3/кг. По средним данным: 1УВ составляет 90, С4Н8 — 25, С3Н6 — 12, СН4 — 14 я^Ю-4 см3/кг (табл. 4).
На втором этапе выявляли показатели техногенного формирования гидрогеохимической среды и закономерности их распределения на территории ОНГКМ.
Для этого был составлен график (рис. 2), по оси ординат которого откладывали содержание углеводородов в породах, на ось абсцисс — сведения о породах (номер проб, литологический состав породы). Пробы пород расположены в соответствии с их положением в ряду, ранжированном по возрастанию 1УВ (табл. 5).
Кривая распределения ХУВ отражает закономерности, свойственные породам с естественным и техногенным формированием углеводородов, а также взаимосвязь углеводородного и литологического состава пород. Выделены отрезки кривой со следующими диапазонами величин ХУВ: до 125; 125-215; 215-300; ~300; >300 я^Ю-4 см3/кг, характеризующиеся своеобразием распределения ХУВ и особенностями литологического состава пород.
Первый отрезок с минимальными (принятыми за природный фон) величинами ХУВ приурочен главным образом к пескам; второй — с равномерно возрастающими значениями ХУВ приурочен преимущественно к суглинкам; третий — с существенно возрастающими значениями ХУВ приурочен к суглинисто-глинистым разностям; четвертый — с очень слабо изменяющи-
Рис. 2. Распределение ХУВ, СН4, С3Н6, С4Н8 в породах различных литологических разностей на территории ОНГКМ
мися значениями ХУВ — к суглинкам; пятый — с резко возрастающими значениями ХУВ приурочен, как правило, к глинам.
Кривая суммарного содержания С4Н8, С3Н6, СН4 в общих чертах повторяет конфигурацию кривой ХУВ, но в деталях более сложная (рис. 2). В породах в пределах ранжированного ряда по ХУВ кривые распределения отдельных углеводородных компонентов еще сложнее (рис. 2). Их распределение носит пилообразный характер, изменчивый по знаку.
Кривая распределения ХУВ позволяет установить соотношение между техногенными нагрузками и ли-тологическим составом пород с позиции их влияния на формирование углеводородного состава в техногенных условиях. Выявлено, что стоки в качестве основного источника формирования концентрации углеводородов воздействуют на распределение углеводородов в породах сильнее, чем литологический состав пород. Это подтверждается большими величинами ХУВ в песках и суглинках по сравнению с глинами. Например, ХУВ в пробе 8 (песок) больше, чем в пробах 23 и 16 (глины); в пробе 21 (песок) больше, чем в пробах 14, 40 (глины); в пробах 18, 35 (суглинок) больше, чем в пробах 16, 8, 20 (глины) и др. (табл. 4).
К значимым критериям формирования среды в техногенных условиях отнесены:
1) аномально высокое по отношению к природному фоновому содержание сорбированных углеводородов и ХУВ в породах, это наблюдается в породах всех исследованных проб за исключением проб природного фона (табл. 6);
2) существенная неоднородность распределения углеводородных компонентов в породах, выражающаяся: а) в приуроченности одного и того же углеводородного компонента к различным литологическим разностям пород (пробы 21, 23, 16) или разных компонентов к одной лито-логической разности пород (пробы 13, 38); б) в распределении в породах углеводородных компонентов, не соответствующих стандартному ряду сорбции (табл. 4, 5).
Главные причины неоднородности заключаются: а) в значительных значениях концентрации углеводородных компонентов и ХУВ в стоках, являющихся основным их источником для пород в техногенных условиях; б) в различном литологическом составе породе, обусловливающем их разную сорб-ционную способность;
3) превышение содержания в породах компонентов С3Н6 и СН4
* ср. — среднее значение для всех проб данной группы пород; ** среднее значение для всех проб, исключая пробу 17.
Таблица 6
Величины превышения (п • 10-4 см3/кг) наблюдаемых значений концентрации УВ над их природными фоновыми концентрациями
Таблица 5
Содержание газообразных сорбированных углеводородов (п • 10-4 см3/кг) в пределах техногенных объектов в породах различного
литологического состава
Пески среднезернистые Пески тонкозернистые Суглинки Глины пылеватые тяжелые
Техногенные объекты номер пробы СН4 С3Н6 С4Н8 ХУВ номер пробы СН4 С3Н6 С4Н8 ХУВ номер пробы СН4 С3Н6 С4Н8 ХУВ номер пробы СН4 С3Н6 С4Н8 ХУВ
Промыс- 8 69 24 37 207,3 4 35 28 29 168
ловые 6 27 24 41 179,8 5 54 101 126 396,5
9 69 48 53 297,2 1 69 161 73 530,6
2 77 101 126 432,2 ср. 61 131 100 463
ср.* 52 50 62 269
Перера- 21 23 113 65 326,6 20 8 12 29 84 15 23 32 24 148,2 23 15 16 37 164,1
ботки 36 19 8 20 104 23 35 16 37 164,1 16 31 40 37 199,5
39 27 24 57 179 18 54 36 53 249,9 19 69 100 49 378,4
ср. 11,3 14,7 35,3 122 ср. 37 28 38 187 ср. 38 52 41 248
Вспомо- 24 19 12 29 125,4 13 19 73 16 >186,2 25 8 12 33 110,1
гатель- 38 69 48 57 303,9 29 31 32 45 215,1
ные ср. 44 60 36 245 17 161 657 241 1287,8
ср. 70 230 106 538
** 162
При- ср. 14 12 25 90 ср. 14 12 25 90 ср. 14 12 25 90 ср. 12 14 25 90
родные фоновые
Показатель Пески среднезернистые Пески тонкозернистые Суглинки Глины пылеватые тяжелые
4 К О 6 К № С3 8 К С4 В 4 К О 6 К № С3 8 К С4 В 4 К О 6 К № С3 8 Н8 т о В 4 К О 6 К № С3 8 К С4 В
Концентрация Природная фоновая концентрация 14 12 25 90 14 12 25 90 14 12 25 90 14 12 25 90
Средняя наблюдаемая Техногенные объекты промысловые 69 24 37 207 52 50 62 269 61 131 100 463
переработки 23 113 65 327 11 15 35 122 37 28 38 187 38 52 41 248
вспомогательные 19 12 29 125 44 60 36 245 70 230 106 538
Величина загрязнения промысловые 55 12 12 117 38 38 37 179 47 119 75 373
переработки 9 101 40 237 3 3 10 32 23 16 13 97 24 40 16 158
вспомогательные 5 0 435 30 48 11 155 56 218 81 448
над С4Н8 (большая часть проб). На техногенную причину такого соотношения компонентов указывают высокие значения концентрации метана (СН4), который обладает самой низкой сорбционной способностью среди газообразных углеводородов (пробы 2, 5, 4, табл. 5);
4) незначительность превышения концентрации С4Н8 над С3Н6 и СН4 в пробах пород, относимых к сформировавшимся в техногенных условиях по сравнению с породами природного фона (пробы 23, 39, 6, 29, и др.).
Выводы. 1. Целесообразно использовать сорбированные газообразные углеводороды в качестве инди-
каторов техногенного вмешательства в формирование природных сред.
2. Разработан методический прием и на его основе для ОНГКМ установлены характеристики газообразных сорбированных углеводородов, содержащихся в породах.
3. Выявлены показатели техногенного формирования состава газообразных сорбированных углеводородов в породах ОНГКМ для районов распространения промысловых объектов и объектов переработки сырья.
4. На основании сравнения современного состояния распределения газообразных сорбированных УВ
в породах с природным фоновым содержанием получены величины загрязнения пород УВ (табл. 6).
5. На основе гранулометрического анализа и существующих классификаций установлен литоло-гический состав пород ОНГКМ.
6. Полученная характеристика адсорбционного процесса позволяет сделать вывод о существенной геохимической защищенности подземных вод от загрязнения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Дедиков Е.В., Питьева К.Е., Ануфрикова Е.В. Теоретическое обоснование использования адсорбированных газообразных углеводородов в качестве индикаторов техногенной нарушенности природных сред на примере территории Оренбургского нефтегазового месторождения. М.: ИРЦ Газпром, 2000.
Кузьминых Т.А., Питьева К.Е., Дедиков Е.В. Оптимизация эколого-гидрогеологического мониторинга природно-
техногенных сред субтропиков Причерноморья. М.: ИРЦ Газпром, 2001.
Питьева К.Е. Гидрогеохимия. 2-е изд. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1988.
Трофимов В.Т., Королев В.А., Вознесенский В.А. и др. Грунтоведение. 6-е изд., переработ. и доп. М.: Изд-во Моск. ун-та, 2005.
Поступила в редакцию 20.06.2009
